Tessin erneuerbar! - Ein Kanton mit gigantischem Potential nutzt seine Chancen.

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1 Tessin erneuerbar! Ein Kanton mit gigantischem Potential nutzt seine Chancen. Dr. Rudolf Rechsteiner, Nationalrat August 2009 Im Auftrag der Sozialdemokratischen Partei des Kantons Tessin

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2 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Inhalt 1. Executive Summary ‐ 100% erneuerbare Energie ist möglich . 3 2. Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik . 9 3. Die Energieversorgung des Kantons Tessin . 15 4. Energiewirtschaft im raschen Wandel . 26 5. Neue Vorgaben für den EU‐Strombinnenmarkt . 31 6. Einspeisevergütungen – eine Revolution . 36 7. Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien . 37 8. Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken . 47 9. Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland . 54 10. Die 20‐20‐20‐Strategie der Europäischen Union . 64 11. Negative Erfahrungen mit neuen Atomkraftwerken . 66 12. Potentiale der Windenergie in der Schweiz . 68 13. Atomstromimporte durch Windimporte ersetzen . 70 14. Wasserkraft . 71 15. Strom aus Biomasse . 73 16. Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung . 74 17. Geothermie . 81 18. Potentiale der Energieeffizienz . 81 19. Literatur . 84

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3 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich 1. Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Der Kanton Tessin besitzt alle Voraussetzungen, um sich in Zukunft ganz aus erneuerbaren Energien zu versorgen. Allein zur Stromerzeugung betragen die einfach erschliessbaren Potentiale bis 2030 ohne nennenswerte Beanspruchung der Umwelt über 11 TWh oder das Vierfache des derzeitigen Verbrauchs (2,7 TWh, 2007). Berechnet man die technischen Potentiale von Sonne, Wasserkraft und weiteren erneuerbaren Energien, so liesse sich über 180 mal mehr Strom erzeugen als der Kanton derzeit verbraucht.

Die Methodik der Studie beruht auf einem einfachen Verfahren: es wurde zuerst eine Bandbreite für den Ersatz- und Zusatzbedarf bestimmt, den es braucht, um die bisherigen Bezüge an Strom aus nichterneuerbaren Energien zu ersetzen, Verbrauchswachstum inklusive. Danach wurden die vorhandenen Potentialstudien1 des Bundesamtes für Energie u.a. in drei Realisierungsszenarien zu einem Zeit- und Mengenraster zusammengefügt: bodenständig, europäisch, innovativ. Einspeisevergütungen Weltweit sind die erneuerbaren Energien sehr rasch auf dem Vormarsch – mit einem Wachstum von 30% bis 50% pro Jahr, gemessen an den Neuinstallationen von Windenergie und Solarenergie. Was dies heissen kann, zeigt sich nun mit Verspätung auch in der Schweiz: Die Einführung von Einspeisevergütungen führte in der kurzen Zeit von Mai 2008 bis Januar 2009 zu einem Boom neuer Kraftwerke für sauberen Strom. Es wurden gegen 6000 neue Projekte mit insgesamt 1200 MW Leistung beim Bundesamt für Energie zur Vergütung angemeldet. Diese können im Fall ihrer Realisierung den Strom von mehr als einem Atomkraftwerk der Grösse Mühleberg (355 MW) ersetzen.

Die im schweizerischen Gesetz vorgesehene Begrenzung bei 0,6 Rappen/kWh Preiszuschlag führte allerdings bereits Ende Januar 2009 zu einem Genehmigungsstopp in allen Technologien. Sehr viel mehr sauberer Strom könnte in der Schweiz erzeugt werden, wenn die gleichen Rahmenbedingungen wie in Deutschland, Frankreich oder Italien gelten würden – mit einer nach oben unlimitierten Vergütung von neuen Investitionen. Und der Kanton Tessin würde von dieser Entwicklung dank seiner Topografie besonders stark profitieren.

Eine wichtige Voraussetzung für die Nutzung der erneuerbaren Energien ist deshalb, dass die rechtlichen Rahmenbedingungen verbessert werden, mit (im Zeitablauf sinkenden) Einspeisevergütungen für Strom aus allen erneuerbaren Energien und mit klaren Zielsetzungen auch im Hinblick auf die nötigen Bewilligungsverfahren. Zu oft werden Solaranlagen und andere Kraftwerke durch Schutzbestimmungen blockiert. Dabei wird übersehen, das die Klimaerwärmung zu landschaftlichen Veränderungen katastrophaler Art führen wird, wenn sie nicht rechtzeitig gestoppt werden kann.

Substitution in den drei wichtigsten Sektoren Die fossilen Energien werden in dieser Studie als Residualgrösse betrachtet, deren Verbrauch sich durch Verknappung und Verteuerung („peak oil“), durch politisch gewollte Steuerung (Emissionshandel/CO2-Massnahmen) und durch Substitution (Energieeffizienz und Elektrizität) zurückbilden wird. Die Umstellung auf erneuerbare Energien erfolgt in den wichtigsten drei Sektoren wie folgt: • Im Immobiliensektor ist die Effizienzrevolution bereits im Gang. Minergie und Minergie-P setzen sich schrittweise durch. Der verbleibende Wärme- und Strombedarf lässt sich mit sauberen Technologien und weitgehend einheimischen Ressourcen decken: aus der Gebäudehülle (Solarthermie, Photovoltaik), aus dem Boden (Biomasse, untiefe Geothermie) und aus der Luft (Wärmepumpen). Die Neubauten werden zunehmend zu energetischen Selbstversorgern und – dank der immer billigeren Solarzellen – zu Stromlieferanten; Altbauten beziehen den Restbedarf an Fremdenergie zunehmend aus Sonne, Holz und aus erneuerbarem Strom, dessen Anteil auf dem europäischen Markt rasch wächst. • Im Verkehr wir der Anteil des öffentlichen Verkehrs und des Langsamverkehrs (Velo, Fussgänger) weiter ansteigen, nicht zuletzt dank der schnelleren Verbindungen der Neat sowie Innovationen (Velos und Busse mit elektrischem Antrieb). Im Privatverkehr werden die Fahrzeuge leichter, effizienter und zunehmend elektrisch (aus erneuerbaren Energien) betrieben, was bei knapper werdendem Benzin auch wirtschaftlich interessant ist und in der 1 Genaue Quellen siehe weiter hinten

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4 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Luftreinhaltung grosse Verbesserungen bringt. Für eine vollständige Umstellung aller Tessiner Motorfahrzeuge auf elektrische Propulsion bräuchte es etwa 60 offshore- Windturbinen neuster Bauart (6 MW) in oder an der Nordsee, oder eine solare Nutzung von Dach- und Siedlungsflächen im Inland. • Der Stromsektor wird in Zukunft breiter diversifiziert und schrittweise auf erneuerbare Energien und effizientere Nutzung umgestellt. Neue Atomkraftwerke und Gaskraftwerke werden in der Schweiz keine mehr gebaut und werden auch im Ausland den erneuerbaren Energien weichen. An ihre Stelle treten Strom aus Windenergie aus dem In- und Ausland, Wärme-Kraft-Kopplung, Biomasse, Photovoltaik, Geothermie und ein moderater Ausbau der Wasserkraft (inkl. Modernisierung bestehender Werke); eine Best-Technik-Richtlinie sorgt für durchgehend effizientere Geräte und setzt den Ersatz von Elektro- Widerstandsheizungen durch Pellet-Öfen, Solaranlagen und Wärmepumpen durch. Wo noch mit Erdgas geheizt wird, wird mit Wärme-Kraft-Kopplung auch Strom erzeugt; dieser zusätzliche Strom wird teilweise in Wärmepumpen verwendet, welche Ölheizungen ersetzen. Grosse CO2-Reduktionen sind so möglich.

Reduktion von 6000 auf ca. 2000 Watt – Umstellung der Primärenergien Figur 1 Ölpreis 1999-2009 in US-Dollar pro Barrel2 Figur 2 historischer Verlauf der weltweiten Erdölfunde (Balken) und des Ölkonsums (Linie)3 Die Erdölproduktion ist in wichtigen Erzeugerländern rückläufig (USA, Norwegen, Grossbritannien, Mexiko, Russland) und ein neuer Preisanstieg ist bloss eine Frage der Zeit. Die europäischen Gaspreise sind an den Ölpreis gebunden. Wer in fossile Energien investiert, setzt deshalb auf eine riskante Karte.

Die Europäische Union hat sich zum Ziel gesetzt, die CO2-Emissionen um 20% zu senken und den Anteil der erneuerbaren Energien deutlich zu steigern. Der europäische Emissionshandel erfordert ab 2013, dass alle Kraftwerke für ihre CO2-Emissionen Zertifikate erwerben. Dies könnte den Strom aus fossilen Kraftwerke stark verteuern. Der von der Azienda Elettrica Ticinese (AET) wie auch von Axpo, Alpiq und BKW forcierte Bau von Kohle- und Gaskraftwerken erfolgt gegenläufig zu den politischen Zielen der Europäischen Union. Die damit einher gehenden CO2-, Versorgungs- und Preisrisiken liessen sich vermeiden, wenn statt in Kohle, Gas- und Atomkraftwerke rasch in neue erneuerbare Energien investiert würde. Jährlich werden in Europa 8000 bis 10‘000 MW Windenergie neu erstellt. Windfarmen und Bezugsrechte aus Windfarmen werden in Europa frei gehandelt, so wie bisher die Bezugsrechte aus Atomenergie oder aus Kohlekraftwerken erworben werden konnten. Doch die Schweizer Stromkonzerne üben sich bei der sauberen Energie in Abstinenz und es entsteht dadurch der falsche Eindruck, es gäbe keine echten Alternativen zu Atom, Gas oder Kohle.

2 Oilwatch Monthly - August 2009 (Aspo Netherlands) 3 Colin Campbell: Aspo Newsletter 100 (2009)

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5 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Auch der Bundesrat hat bisher wenig zur Stärkung der erneuerbaren Energien beigetragen. Offizielles Ziel der Bundesrates ist es zwar, den Energieverbrauch von 6000 auf 2000 Watt zu senken. Diese Reduktion des Primärverbrauchs müsste durch eine Reduktion der riesigen Energieverluste erfolgen wie sie in thermischen Kraftwerken, in Verbrennungsmotoren und in schlecht isolierten Immobilien stattfinden. Atomkraftwerke und Kohlekraftwerke haben einen Wirkungsgrad von nur ca. 35%. Zwei Drittel der Energie entschwindet ungenutzt durch die Kühltürme. Windenergie und Solarenergie weisen keine solche Verluste auf. Dank höheren Ölpreisen, CO2-Abgaben und Emissionshandel in Europa ist die Umstellung auf neue erneuerbare Energien wirtschaftlich interessant. Der Bundesrat könnte diese Technologien fördern: • Durch eine Ausdehnung der Vorschriften für Energieeffizienz nach dem besten Stand der Technik auf die bisher nicht regulierten Bereiche (zB. Umwälzpumpen, Boiler, Kaffeemaschinen, Strassenbeleuchtungen, Wärmepumpen • Durch die Ausdehnung der Einspeisevergütungen auf alle Projekte in der Schweiz • Durch die Ausdehnung der Einspeisevergütungen auf kostengünstigen importierten Strom, soweit dieser in der Schweiz benötigt wird, zwecks Vertragsabschlüssen mit Windfarmen in der Nordsee, in Spanien oder in Süd- und Osteuropa.

Bedarf von 1,5 bis 3 TWh Eine Vollversorgung des Kantons Tessins aus erneuerbaren Energien baut primär auf der bestehenden Wasserkraft auf, wobei aus der Eigenproduktion der AET eine Stromerzeugung von 1,3 TWh bis 2030 zu erwarten ist. Der Ersatz- und Zusatzbedarf beträgt je nach Wachstum des Stromverbrauchs zwischen 1,5 TWh und 3 TWh. Damit können • die auslaufenden Beteiligungen an Atomkraftwerken, • die Bezüge aus fossilen Quellen • das voraussichtliche Verbrauchswachstum schrittweise durch sauberen Strom abgedeckt werden. Die erwartete Zunahme des Stromverbrauchs ist vorab eine Folge der Substitution von Erdöl und Erdgas und somit nicht a priori schlecht. Es kommt entscheidend darauf an, woher der zusätzliche Strom stammt. Die Handlungsspielräume für die Beschaffung von sauberem Strom im Tessin sowie im In- und Ausland sind sehr gross.

Die Hindernisse auf dem Weg zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien sind keineswegs technischer Natur. Die Rückständigkeit rührt vielmehr aus den politisch blockierten Rahmenbedingungen: • fehlende Einspeisevergütungen, • eine jahrzehntelange Fixierung der Entscheidungsträger in der Elektrizitätswirtschaft auf nukleare und fossile Energiequellen, • die systematische Unterschätzung der Risiken der Atom-, Kohle- und Erdgas-Kraftwerke, gesetzlich gefördert durch die eingeschränkte Haftpflicht bei Atomunfällen • Unkenntnis über die Kosten und Potentiale der erneuerbaren Energien • bürokratische Hindernisse bei den Bewilligungen für neue erneuerbare Energien und • fehlende Übertragungsleitungen in Nord-Süd und Ost-West-Richtung.

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6 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Tessin erneuerbar – Potentiale und Strategien GWh pro Jahr Potential CH Nutzungsgrad Kanton Tessin Potential TI bis 2030 Anteil an bestehender Wasserkraft 37000 1 1231 Bestgeräte‐Vorschriften 6100 1 257 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 10700 0.2 90 Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 3200 1.0 135 Effizienzrabatte Industrie und DL 1995 1.0 84 Kehrichtverstromung 3000 1.0 126 Biomasse‐Verstromung 5450 1.6 371 Biogasverstromung 1830 1.6 125 Geothermie bis 2030 2000 1.2 101 Zuwachs Wasserkraft 2000 2.0 168 Zuwachs Windkraft CH 4000 2.0 337 Beteiligung europäische Windenergie onshore 7200 1.0 303 Beteiligung europäische Windenergie offshore 18000 1.0 758 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer kristallin 46800 1.3 2562 Photovoltaik, Verkehrs‐ und Freiflächen sowie ausserkant. Import 32000 3 4042 Total Effizienz + Erneuerbare 144275 10689 Figur 3 Potentiale der Strombeschaffung für den Kanton Tessin Auf Basis der heute verfügbaren Quellen ergibt sich ein “Basispotential Strom” für den Kanton Tessin von 10,7 TWh. Die einzelnen Ressourcen werden mit unterschiedlicher Nutzungstiefe den Strategien bodenständig, europäisch, innovativ zugerechnet. Es ergeben sich folgende Pfade zum Ziel: Die Verbesserung der Energieeffizienz kommt in allen drei Szenarien stark zum Zug. Dank der Strommarktöffnung und der Preis-Entwicklung ist Energieverschwendung für niemanden mehr wirklich interessant. Für Geräte, Maschinen und Anlagen setzt der Bundesrat nun schrittweise die beste verfügbare Technik durch. Entsprechende Richtlinien wurden im Juni 2009 verabschiedet.4 Altliegenschaften und Elektro-Widerstandsheizungen werden schrittweise saniert, letztere beschleunigt durch die wegfallenden Tarifprivilegien.

Die Strategie bodenständig behält ein Maximum an Wertschöpfung in der Schweiz, setzt deshalb am meisten auf Investitionen in die Energieeffizienz inkl. Wärme-Kraft-Kopplung bei bestehenden Gasheizungen sowie auf die inländischen Energieträger Wasserkraft, Biomasse, Kehricht und Wind. Sie engagiert sich vorerst eher wenig in den noch teureren Techniken Photovoltaik und Geothermie. In der Strategie europäisch werden Energieeffizienz, Windenergie, Photovoltaik und Geothermie etwas weniger ehrgeizig verfolgt und auf Wärme-Kraft-Kopplung in bestehenden Gasheizungen wird ganz verzichtet. Stattdessen erwerben die AET und die übrigen Tessiner Strombezüger (zB. SBB) Beteiligungen an europäischen Windfarmen (ca. 400 MW) und (zeitlich etwas verzögert) Beteiligungen an Solarfarmen. Diese Beteiligungen ersetzen die bisherigen Atombezüge und alimentieren das Stromhandelsgeschäft.

Die Speicher-Kraftwerke der AET werden mit Windfarmen statt mit Kohle-, Gas- und Atomkraftwerken vernetzt und für den lukrativen Handel am Spotmarkt eingesetzt. Ein Teil der Wind- und Solarenergie wird so veredelt und als teurer Spitzenstrom exportiert. Ein anderer Teil wird in windstarken Zeiten direkt dem Tessiner Eigenverbrauch dienen und kann während diesen Perioden die Speicherseen schonen. Die Strategie europäisch verspricht die höchsten kaufmännischen Gewinne und trägt dank dem billigen Windstrom zur Absenkung des Strompreisniveaus bei. Im Gegensatz zur bisherigen fossilen Strategie der AET – mit Investitionen in Gas- und Kohlekraftwerke – bestehen bei Investitionen in erneuerbare Energien keine Risiken, dass der Strom durch eine Verknappung der Brennstoffe oder durch den EU-Emissionshandel verteuert wird.

Die Strategie innovativ setzt verstärkt auf neue einheimische Technologien. Es wird dank einer sofortigen Öffnung der Einspeisevergütungen deutlich mehr Geld als bisher in Photovoltaik und Geothermie investiert. Damit steigen die Chancen, dass das Tessin zu einem innovativen Technologie-Standort für Photovoltaik und Geothermie werden kann und neben der Wasserkraft zwei neue Standbeine mit neuen Unternehmen und neuen Arbeitsplätzen erhält. In diesem Szenario wächst die gesamte Stromerzeugung im Tessin auf maximal 8 TWh an und ein Grossteil der Solarenergie wird an Abnehmer in anderen Kantonen weiterverkauft! 4 Siehe Faktenblatt: Revision der Energieverordnung http://www.news- service.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/16298.pdf

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7 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich Figur 4 Drei Strategien – drei Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Neue Spielregeln in der Europäischen Union Die EU ist daran, einen einheitlichen Strombinnenmarkt zu schaffen. Die neuen Spielregeln haben auch eminente Folgen für die Schweiz und das Tessin: • Will die Schweiz den Stromhandel mit den europäischen Partnern gleichberechtigt aufrecht erhalten, wird sie ihren Markt bis zu den Kleinverbrauchern öffnen müssen. • Gas- und Kohlekraftwerke unterliegen ab 2013 dem europaweiten Emissionshandel. Es müssen Emissionsrechte für diese Anlagen ersteigert werden, welche DEN Strom pro kWh verteuern werden. Bei einem Zertifikatepreis von 100$/Tonne CO2 verteuert sich der Strom aus Kohle um 3 bis 9 Rp./kWh.

• Zu fragen ist, ob die Schweiz Zutritt auf den Markt der EU erhält, wenn sie die europaweit geltenden minimalen Zubaumengen an erneuerbaren Energien nicht nachweisen kann. ZU vermuten ist, dass die Schweiz die gleichen Bedingungen erfüllen muss wie die Europäische Union. Dies bedeutet, dass die Stromkonzerne die erneuerbaren Energien nicht länger boykottieren können. Neue Atomkraftwerke oder Kohlekraftwerke haben dann im Strommix gar keinen Platz mehr. • Wer in nichterneuerbare Energien investiert, riskiert auch technisch gesehen unrentable und zum Teil möglichweise unveräusserliche Überkapazitäten, denn wenn der Bedarf gross und die Netze ausgelastet sind, bedeuten die Vorrangregelungen für erneuerbare Energien, dass der Strom aus eigenen Kohle- und Gaskraftwerken im Stromhandel zurückstehen muss. • Der geöffnete Markt bedeutet, dass Defizite von neuen Atom- oder Kohlekraftwerken nicht mehr auf die „festen Kunden“ überwälzt werden können – es gelten dann eben für alle die Marktpreise und die Investoren müssen die Verluste selber tragen.

Beurteilung der AET-Pläne für Beteiligungen an neuen Kohlekraftwerken Die AET liefert einen Grossteil ihrer Stromerzeugung in ein EU-Land, nach Italien. Deshalb wäre es entscheidend, die Ziele und Erfordernisse der EU in diesem Bereich zu reflektieren, namentlich • Die bevorstehende Verteuerung des Stroms aus fossilen Quellen durch den Emissionshandel ab 2013 • Die Problematik der nichtprivilegierten Durchleitung aus Produktionsstätten im Norden

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8 Executive Summary - 100% erneuerbare Energie ist möglich • Die alternativen Möglichkeiten des Erwerbs von Windenergie, sei es über Abnahmeverträge aus älteren Windfarmen mit tieferen Vergütungen, sei es durch Beteiligungen an neuen Windfarmen In dieser Situation wäre es auch wichtig, dass mehr Transparenz entsteht und die Entscheidungsregeln zur Diskussion gestellt werden: • Offenlegung der genauen Gestehungskosten in Varianten, voraussichtliche Laufzeiten des neuen Werks hinsichtlich Übernahme von Tag- oder Nachtstrom, zu erwartende Gebühren für den Strom im Emissionshandel • Offenlegung von Alternativen zum Kohlestrom, insbesondere Beteiligung an geographisch diversifizierten Windfarmen • Mitsprache des Parlaments und der Stimmberechtigten angesichts der grossen Risiken bei Investitionen in neue Kraftwerke ohne Einspeisevergütungen oder in neue langfristige Bezugsverträge • Entwicklung einer EU-konformen Vorwärtsstrategie zur Umsetzung der EU-Anforderungen betreffend Steigerung des Anteils von erneuerbaren Energien.

Durch den rasanten Ausbau der Wind- und Solarenergie verändern sich auch die Verfügbarkeiten von billigem Strom und die Marktchancen von Bandenergie radikal: • Windenergie wird bei starkem Wind für sehr tiefe Preise sorgen. Dieser Zusammenhang ist wissenschaftlich nachgewiesen und wird sich verstärken. • Überschüsse an „Bandenergie“ aus teuren, nicht regelbaren, neuen Atom- und Kohle- Kraftwerken werden unter diesen Gegebenheiten zur finanziellen Belastung.

Die Speicherkraftwerke der AET sind in diesem Umfeld hervorragend positioniert, und ein Ausbau der Leistung wäre zu prüfen. Neue Atomkraftwerke und Kohlekraftwerke mit Bandenergie sind es nicht. Übersicht über die neue Tessiner Agenda Thema Energiepolitisches Programm 1 Vollversorgung aus 100% erneuerbaren Energien als langfristiges Ziel verankern Entscheidungs‐ und Bewilligungsverfahren 2 Masterplan erneuerbare Energien 3 Vorgaben für langfristige Beschaffungsverträge, Ausbau und Bewirtschaftung der Pumpspeicher 4 Bindendes Referendum über neue Kraftwerke und Bezugsverträge – neue Gouvernanzregeln 5 Transparenz über Rendite und Risiken des Stromhandelsgeschäfts 6 Verbot von Bewilligungsverboten für erneuerbare Energien 7 Vorrang für erneuerbare Energien in der Raum‐ und Zonenplanung Strom 8 Netzgebühren: lineare Tarife, die sparsame Stromverbraucher nicht bestrafen 9 Kantonaler Effizienzbonus oder kantonale Lenkungsabgaben auf Strom 10 Einspeisevergütungen auf Ebene Kanton oder Gemeinde 11 Lancierung kantonaler Programme zur Stromerzeugung 12 Erdverlegung von Stromnetzen Wärme 13 Sanierungsprogramm für Altbauten, Vollzug der Baunormen 14 Einführung der Energie‐Etikette für Gebäude (Energiepass) 15 Lancierung eines kantonalen Abwärme‐ und Geothermie‐Programms 16 Vollzugskontrollen Verkehr 17 Rahmenbedingungen für die elektrische Mobilität mit Strom aus 100% erneuerbaren Energien 18 Kreuzungsfreies Zweiradnetz für die „schnelle Velomobilität“ 19 Sauberer Strom im öffentlichen Verkehr – Elektrifizierung des Busbetriebs Finanzierung 20 Verursachergerechte Finanzierung von Massnahmen 21 Zweckbindung der AET‐Gewinne Figur 5 Massnahmen für den Kanton Tessin

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9 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik 2. Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik Verfassungsebene 1. Vollversorgung aus 100% erneuerbaren Energien als langfristiges Ziel verankern Angesichts der Verknappung und Verteuerung der fossilen Energien und der Klimaproblematik kommt der Strombeschaffung aus erneuerbaren Energien erste Priorität zu. Zwei Trends kommen dem Umweltschutz entgegen: • Dank neuen Technologien (Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge) ist eine rasche Substitution der fossilen Energien durch Elektrizität im nächsten Jahrzehnt möglich. • die Verfügbarkeit von kostengünstigem sauberem Strom wächst rasch. Mit dem Ersatz der Atomenergie im Schweizer Stromnetz wird die Beliebtheit der Elektrizität noch ansteigen. Der Bund hat auf seine Weise mit den Einspeisevergütungen zur Ausdehnung der erneuerbaren Energien im Stromsektor beigetragen. Eine Erhöhung der Kontingente steht bevor oder muss notfalls auf dem Weg von Volksinitiativen weiterverfolgt werden.

Weil die AET in kantonaler Hand steht, drängt es sich auf, auf kantonaler Ebene eine Richtungsänderung zu verfolgen: eine Strombeschaffung frei von nuklearen und CO2-Risiken, Emissionen und Abfällen analog den Beschlüssen in der Stadt Zürich, Basel-Stadt oder in der Stadt Bern. Generell kann dies mit einem neuen kantonalen Verfassungsartikel, analog der neuen Gemeindeordnung in der Stadt Zürich, oder mit einer Änderung von kantonalen Gesetzen verwirklicht werden. Eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien überzeugt inhaltlich dadurch, dass sie auf neue, dauerhaft verfügbare, unerschöpfliche Primärenergien und Technologien setzt, die in ganz Europa ordnungsrechtlich Unterstützung finden – Emissionshandel, Netzausbau und Vorrang der erneuerbaren Energien bei der Strombeschaffung.5 Dazu kommt, dass die Gestehungskosten der neuen Techniken laufend sinken. Entwurf für die Tessiner Kantonsverfassung Volksinitiative nachhaltige Energieversorgung6 Abs. 1 der Kanton setzt sich aktiv für den Schutz und die Erhaltung der natürlichen Lebensgrundlagen und für einen schonenden Umgang mit den natürlichen Ressourcen ein. Er verpflichtet sich zur Umsetzung einer nachhaltigen Entwicklung.

Abs. 2 Er setzt sich im Rahmen seiner Zuständigkeit für die Erreichung folgender Ziele ein: lit. a eine Reduktion des CO2-Ausstosses auf eine Tonne pro Einwohnerin oder Einwohner und Jahr; lit. b die Förderung der Energieeffizienz lit. c die Deckung des Bedarfs aus erneuerbaren Energiequellen.7 Abs. 3 der Kanton und seine Elektrizitätswerke verzichtet auf neue Beteiligungen und Bezugsrechte an Kern-, Kohle- und Gaskraftwerken. Er mandatiert seine Vertretungen in kantonalen und ausserkantonalen Gremien gesetzlich bindend.

Übergangsbestimmung Volksentscheid der Stadt Zürich Vom 6. November 2008 (Gemeindeordnung) Art. 2ter Abs. 1 Die Gemeinde setzt sich aktiv für den Schutz und die Erhaltung der natürlichen Lebensgrundlagen und für einen schonenden Umgang mit den natürlichen Ressourcen ein. Sie verpflichtet sich zur Umsetzung einer nachhaltigen Entwicklung. Abs. 2 Sie setzt sich im Rahmen ihrer Zuständigkeit für die Erreichung der Ziele der 2000- Watt- Gesellschaft ein, insbesondere für lit. a eine Reduktion des Energieverbrauchs auf 2000 Watt Dauerleistung pro Einwohnerin oder Einwohner; lit. b eine Reduktion des CO2-Ausstosses auf eine Tonne pro Einwohnerin oder Einwohner und Jahr; lit. c die Förderung der Energieeffizienz und der erneuerbaren Energiequellen.

Abs. 3 Sie verzichtet auf neue Beteiligungen und Bezugsrechte an Kernenergieanlagen. Übergangsbestimmung: Für die Reduktion des CO2-Ausstosses auf eine 5 Der Bundesrat plant “die Beibehaltung und Ausweitung des nationalen Emissionshandelssystems im Hinblick auf eine Verknüpfung mit dem Emissionshandelssystem der EU“ und nähert sich damit der EU-Klimapolitik immer weiter an (Medienmitteilung des Bundesrates vom 6.5.2009 ); 6 Der genaue Wortlaut müsste noch auf die geltenden Verfassungs-Bestimmungen abgestimmt werden. 7 Evtl. könnte man diese Passage auch weglassen, denn eine ähnliche Formulierung besteht bereits in der Zürcher Verfassung.

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10 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik Für die Reduktion des CO2-Ausstosses auf eine Tonne pro Einwohnerin oder Einwohner und Jahr setzt der Kanton das Jahr 2050 als Ziel. Tonne pro Einwohnerin oder Einwohner und Jahr setzt die Gemeinde das Jahr 2050 als Ziel. Die Lancierung einer Volksinitiative böte Gelegenheit, die problematische Strategie der AET zu thematisieren. Es geht namentlich • Um die finanziellen Risiken, Gesundheitsschäden (Kinderkrebs usw.), Reputationsrisiken usw. beim Bau von Kohlekraftwerke oder Beteiligungen an Atomkraftwerke, für welche hohe Gewinne aus der Wasserkraft geopfert werden, mit denen eigentlich kantonale Aufgaben oder Steuersenkungen finanziert werden könnten; Massnahmen betreffend Strombeschaffung und Netze 2. Masterplan erneuerbare Energien Die Kantonsregierung sollte mit einem „Masterplan“ (analog den Aktionsplänen der Europäischen Union für die erneuerbaren Energien) die Potentiale inventarisieren und die Entwicklung von Projekten geographisch und strukturell konkretisieren sowie die politischen Rahmenbedingungen für deren Erschliessung schaffen: • Identifikation der spezifischen Potentiale • Identifikation von besonders wünschbaren Flächennutzungen (zB. solare Nutzung von Verkehrs-Infrastrukturen, Stauseen, Lawinenverbauungen usw.) • Identifikation von besonders wünschbaren Entwicklungsgebieten zur Ansiedlung neuer Firmen (Zonen mit hohen Ressourcen, zB. im oberen Kantonsteil) • Schaffung von erneuerbaren-Energien-Zonen, in denen die Montage von Anlagen zur Stromerzeugung (Biomasse, PV, solarthermisch, Wind, Geothermie) von Anfang an erlaubt oder sogar besonders gefördert wird.

• Vorstösse auf Bundesebene, um die Tessiner Anstrengungen für eine verstärkte Eigenversorgung aus erneuerbaren Energien mit geeigneten Rahmenbedingungen zu versehen. • 3. Vorgaben für langfristige Beschaffungsverträge, Ausbau und Bewirtschaftung der Pumpspeicher Dieser Masterplan sollte auch die qualitativen Kriterien für langfristige Verträge von Strombezügen definieren: • Massnahmen für qualitativ hoch stehende, erneuerbare und risikoarme Stromimporte • Massnahmen für den Ausbau der Netze und die Bewirtschaftung von Pumpspeicher • Ökologische Ausgleichsmassnahmen wie Restwasser, Verkabelung von Stromleitungen, Schaffung von Ausgleichsflächen usw.

Ziel der Varianten soll es sein, aufzuzeigen, wie der Kanton langfristig zu einer sicheren Versorgung aus 100% erneuerbaren Energien kommen kann und welche wirtschaftlichen Gewinne (Arbeitsplätze, Steuern, Wertschöpfung im Kanton) damit verbunden sein können. 4. Bindendes Referendum über neue Kraftwerke und Bezugsverträge – neue Gouvernanzregeln Im Hinblick auf die Präzisierung von Art. 5 Abs. 4 des AET-Gesetzes wäre es nützlich, wenn der Tessiner Grosse Rat präzisieren würde, ab welchen Investitionsbeträgen Beteiligungen oder Langzeitverträge (Bezüge mit mehr als zwei Jahren Laufzeit), welche mit besonderen Risiken für den Kanton verbunden sind, dem Grossen Rat vorlegen sollte. Solche Geschäfte sollten angesichts der grossen Risiken dem Referendum unterstellt werden, wie dies in anderen Kantonen (z.B. Basel-Stadt, Stadt Zürich usw.) der Fall ist.

Gesetzlich mit dem Referendumsrecht zu verbinden wäre eine verbindliche Mandatierung der kantonalen Entscheidungsträger, die Volksbeschlüsse des Kantons in den AET-Verwaltungsrat zu tragen.

11 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik 5. Transparenz über Rendite und Risiken des Stromhandelsgeschäfts In den letzten Jahren war das Strompreisniveau im benachbarten Italien viel höher als in der Schweiz. Es erstaunt deshalb nicht, dass die AET das Handelsgeschäft stark ausgedehnt hat. welche Gewinne damit tatsächlich erreicht wurden, geht aus der Jahresrechnung nicht klar hervor. Termingeschäfte mit Elektrizität können sehr riskant sein, wenn es nicht gelingt, versprochene Zusagen einzuhalten. Die AET sollte deshalb verpflichtet werden. Über das Handelsgeschäft jährlich Transparenz zu schaffen: • Umfang des Stromhandels • Herkunft des Stroms • Erwirtschaftete Renditen • Risiken für die Unternehmung 6. Verbot von Bewilligungsverboten für erneuerbare Energien Trotz offizieller Förderung von erneuerbaren Energien verhalten sich manche Behörden extrem restriktiv, wenn es um die Bewilligung von konkreten Anlagen zur Biomasse-, Windenergie- und Solarenergienutzung geht. Seit 2008 gelten zwar neue Bestimmungen im eidgenössischen Raumplanungsgesetz: „Art. 18a Solaranlagen In Bau‐ und Landwirtschaftszonen sind sorgfältig in Dach‐ und Fassadenflächen integrierte Solaranlagen zu bewilligen, sofern keine Kultur‐ und Naturdenkmäler von kantonaler oder nationaler Bedeutung beeinträchtigt werden.“ Diese gesetzliche Richtlinie, wonach nur echte Baudenkmäler im Extremfall mit einem Verbot von Solaranlagen belegt werden dürfen, müsste im Tessiner Baurecht konkretisiert werden. 7. Vorrang für erneuerbare Energien in der Raum‐ und Zonenplanung Wie in Deutschland sollten Anlagen zur Gewinnung von erneuerbaren Energien baurechtlich generell Vorrang erhalten. Dies könnte bedeuten, dass erneuerbare Energien in der Bau- und Landwirtschaftszone Vorrang erhalten. In den bestehenden Schutzgebieten müsste eine Güterabwägung erfolgen, wobei die Schutzziele den Vorteilen der erneuerbaren Energien gegenüberzustellen sind.

Der Kanton Baselland ist daran, seine Naturschutzgebiete für Windturbinen zu überprüfen und punktuell zu öffnen, weil Windturbinen und Naturschutz nicht zwingend als unvereinbar gelten. Eine Überprüfung der Tessiner Schutzzonen im Hinblick auf eine punktuelle Öffnung für Windenergie- oder Biomasse-Kraftwerke wäre sinnvoll. dies heisst nicht, dass nun jedes Schutzgebiet zur Windzone umfunktioniert werden soll. Massnahmen im Bereich Stromnutzung und Stromerzeugung im Kanton 8. Netzgebühren: lineare Tarife, die sparsame Stromverbraucher nicht bestrafen Der Kanton Tessin kennt keine Bestimmungen für ökologische Anreize bei den Netzgebühren. Viele Elektrizitätswerke verrechnen Grundpreise, die im Effekt zu Mengenrabatten führen und der Absatzsteigerung dienen. Grundpreise (anstelle von variablen Tarifelementen) verschlechtern generell die Rentabilität von Energiesparmassnahmen oder erneuerbaren Energien, zB. Sonnenkollektoren. Dies widerspricht den kantonalen Zielen, die Anreize für Energieeffizienz und erneuerbare Energien zu verbessern.

Der Kanton sollte die Tarifstrukturen gesetzlich so festlegen, dass sparsame Verbraucher nicht bestraft werden. Nötig ist dafür die Abschaffung aller Grundpreise und Mengenrabatte.8 Wo sich Elektrizitätswerke in öffentlicher Hand befinden oder wo „gefangene Kunden“ betroffen sind, kann der Kanton auch die Energiepreise linear gestalten, um der unangemessenen Lockvogelpolitik (zB. Rabatte für Elektro-Widerstandsheizungen) ein Ende zu setzen.9 8 Wie in der Stadt Zürich kann zur Verhinderung des Trittbrettfahrens für Kleinstbezüger eine „Minimal fee“ bestehen, die aber den variablen Tarifen anzurechnen ist.

9 Bei bestehenden Elektroheizungen wären befristete Übergangs-Bestimmungen sinnvoll, sodass ausreichend Zeit besteht für Umrüstungen auf umweltfreundlichere Lösungen.

12 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik 9. Kantonaler Effizienzbonus oder kantonale Lenkungsabgaben auf Strom Der Kanton Tessin sollte einen Effizienzbonus wie die Stadt Zürich kantonal einführen, der Anreize zu sparsamem Energieverbrauch inkl. Monitoring belohnt. Rabatte erhält, wer sich zu Sparmassnahmen verpflichtet und Massnahmen ergreift. Eine Ausdehnung auf kleinere Bezüger (unter 60‘000 kWh) wäre zu prüfen. Der Kanton Basel-Stadt hat 1999 eine Lenkungsabgabe von rund 4 Rp./kWh eingeführt. Sie wird an Betriebe und Haushalte rückerstattet und hat sich als wirksam erwiesen – der Verbrauch in Basel- Stadt steigt deutlich weniger schnell als in der übrigen Schweiz. Als Anreiz für Energieeffizienz wäre sie auch im Kanton Tessin geeignet.

10. Einspeisevergütungen auf Ebene Kanton oder Gemeinde Die Einführung von Einspeisevergütungen ist auf Bundesebene und weltweit ein riesiger Erfolg. Allerdings sind Tausende von Projekten heute beim Bund blockiert, weil das Energiegesetz die Leistungen bei einem Zuschlag von 0,6 Rappen/kWh plafoniert hat. Zusätzliche Einspeisevergütungen sind auf Ebene Kanton und Gemeinden möglich und können auch als befristete Übergangsfinanzierung konzipiert werden bis der Bund die Rahmenbedingungen verbessert.

Der Kanton Basel-Stadt hat im Januar 2009 kantonale Einspeisevergütungen beschlossen. Diese werden so lange aus einem Zuschlag auf den Netzgebühren finanziert, bis der Bund seine Leistungen erhöht. Wortlaut Energiegesetz Basel-Stadt § 6 Die Netzbetreiberin vergütet Elektrizität aus Photovoltaikanlagen zu den Ansätzen der eidgenössischen Stromversorgungs-Verordnung vom 14. März 2008. Die Vergütungen, die nicht durch den Verkauf von Solarstrom bzw. durch die Einspeisevergütung des Bundes gedeckt werden, werden den Netzkosten belastet. Der dadurch verursachte Zuschlag auf den Netzkosten darf 0,4 Rp./kWh nicht übersteigen. § 7…Die Netzbetreiberin verpflichtet sich gegenüber den Erzeugerinnen und Erzeugern vertraglich zur Abnahme von Solarstrom aus neuen Anlagen gegen kostendeckende Vergütung… Die Netzbetreiberin vermarktet den Solarstrom aktiv.

Auch einer Einführung von Einspeisevergütungen auf Gemeindeebene steht rechtlich nichts im Wege stehen.10 Entsprechende Initiativen könnten von der SP in den Tessiner Gemeinden ergriffen werden. 11. Lancierung kantonaler Programme zur Stromerzeugung Der Kanton hat gigantische Potentiale an einheimischen Energien, die wenig erschlossen sind: • Im Sopraceneri gibt es ein riesiges ungenutztes Potential an Windenergie, Biomasse und Solarenergie. Dieses gilt es gestützt auf die vorteilhaften Einspeisevergütungen des Bundes, systematisch zu entwickeln.

• Im Sottoceneri besteht ein erhebliches Potential von Gasheizungen, die zur Stromerzeugung beitragen könnten. Der Kanton könnte dafür sorgen, dass diese Potentiale genutzt werden, indem die Netzbetreiber den WKK-Betreibern jene Kosten vergüten, die sie beim Eigenbetrieb der entsprechenden Anlagen gewärtigen müssten. 12. Erdverlegung von Stromnetzen Der Kanton sollte gesetzlich verankern, dass Stromleitungen niedriger Spannung (bis 100 kV) wo immer möglich im Boden verlegt werden. In sensiblen Gebieten sollte er sich auch für die Erdverlegung von Leitungen mit höherer Spannung einsetzen.

Massnahmen im Bereich Immobilien 13. Sanierungsprogramm für Altbauten, Vollzug der Baunormen Sanierungsprogramme für bestehende Gebäude sparen Energie und Geld. Mit dem Gebäudesanierungsprogramm des Bundes und der Erweiterung der Zürcher Massnahmen sind erste Schritte getan. Das finanzielle Volumen bleibt aber noch bescheiden angesichts des grossen 10 Gemäss mündlichen Angaben von Hans-Rudolf Kunz, Chef AWEL Zürich, sind Förderabgaben auf Gemeindeebene, finanziert aus einem Zuschlag zur Netzgebühr möglich. Analog sollten auch Einspeisevergütungen möglich sein.

13 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik Bestandes an sanierungsbedürftigen Altbauten. Der Kanton sollte deshalb die Energieverbräuche der Immobilien zielgerichteter regulieren. Konkret geht es um • Ersatz aller Ölheizungen und Elektro-Widerstandsheizungen durch erneuerbare Energien innert definierter Fristen, zB. 2020/2025, Einsatz von durch Holz-Pellet-Öfen, Solarenergie, Geothermie oder Wärmepumpen. Die gigantischen Tessiner Potentiale im Wärmebereich gilt es zu nutzen.

• Umrüstung aller bestehender Gasheizungen auf Wärme-Kraft-Kopplung oder Ersatz durch erneuerbare Energien innert klarer Fristen • Aufstockung des Gebäudesanierungsprogramm durch kantonale Mittel soweit nötig • Sanierungsfristen für besonders ineffiziente Bauten, Durchsetzung von dynamisierten SIA- Normen für Neu- und Altbauten. 14. Einführung der Energie‐Etikette für Gebäude (Energiepass) Im Sektor Apparate und Anlagen hat die Einführung von Energie-Etiketten das Kundenverhalten massgeblich beeinflusst. Eine ähnliche Wirkung ist langfristig von einer Gebäude-Energie-Etikette zu erwarten. Im benachbarten Ausland werden damit sehr gute Erfahrungen gemacht. Deshalb sollte auch der Kanton Tessin die Gebäude-Etikette verbindlich durchsetzen. 15. Lancierung eines kantonalen Abwärme‐ und Geothermie‐Programms Im Kanton Tessin bildet die Geothermie neben Wasserkraft, Biomasse und Solarenergie die grösste Ressource zur einheimischen Strom- und Wärmegewinnung. Dazu kommt ein erhebliches Potential von Abwärmequellen, die heute nur wenig genutzt werden (KVAs, ARAs, Kanalisationen, natürliche Seen) Ein kantonales Programm könnte folgende Elemente umfassen: • Erstellen eines kantonalen Inventars verwertbarer geothermischer Ressourcen und Abwärmequellen • Schaffung von Nutzungszonen • Finanzierung von Probebohrungen in Zusammenarbeit mit interessierten Gemeinden • Finanzielle Unterstützung beim Aufbau von Nahwärmeverbünden • Raumplanerische Massnahmen (zB. Bezugspflicht für Liegenschaften ohne erneuerbare Energien) • Weiterverarbeitung der Erkenntnisgewinne 16. Vollzugskontrollen Zu den zentralen Massnahmen auf kantonaler Ebene gehören gute Bauvorschriften (MUKEN). Der Kanton Tessin hat diese übernommen, was positiv zu werten ist. Allerdings ist auch der Vollzug sicherzustellen: • Zur Qualitätssicherung sind Stichproben über den effektiven Energieverbrauch zu erheben. • Angesichts des technischen Fortschritts ist eine periodische Aktualisierung der Normen zu veranlassen.

• Massnahmen im Bereich Verkehr 17. Rahmenbedingungen für die elektrische Mobilität mit Strom aus 100% erneuerbaren Energien In den nächsten fünf Jahren werden elektrisch betriebene Fahrzeuge in wachsenden Stückzahlen die Mobilität revolutionieren. Am weitesten fortgeschritten ist die Technologie elektrisch unterstützter Fahrräder. Deren Förderung ist aus raumplanerischen, verkehrstechnischen und ökologischen Gründen äusserst sinnvoll. Doch auch Elektromobile mit vernünftigen Verbrauchswerten (Reichweite 100 km, Verbrauch 20-30 kWh/100 km) können, wenn der zusätzliche Strom aus erneuerbaren Energien kommt, erheblich zur Luftreinhaltung und zur Reduktion der Abhängigkeit von Öl und Erdgas beitragen. Der Kanton sollte deshalb eine Strategie „elektrische Mobilität“ mit folgenden Elementen entwickeln: • Es ist von Anfang an sicherzustellen, dass der zusätzliche Strombedarf ganz aus erneuerbaren Energien abgedeckt wird.

• Am einfachsten wäre es, wenn alle Stromtankstellen für Elektromobile durch zertifizierte Lieferanten mit 100% erneuerbaren Energien bedient werden.

14 Eine neue Agenda für die Tessiner Energiepolitik • Angesichts der geringen Verbrauchsmengen könnten den Nutzern sinnvolle Auflagen gemacht werden, wonach der Stromverbrauch aus Photovoltaik- oder Windenergie-Anlagen bezogen werden muss. • 18. Kreuzungsfreies Zweiradnetz für die „schnelle Velomobilität“ Mit steigender Marktdurchdringung der Elektrovelos besteht die Chance, einer extrem raum- emissions-, lärmarmen und zeitsparenden Fortbewegungsart einen grösseren Radius zu verschaffen. Die motorisierte Velomobilität wird aber nur dann zur breiten Anwendung gelangen, wenn auch die Sicherheit verbessert wird.

• Für die „schnelle Velomobilität“ sollte das kantonale und regionale Zweirad-Netz so ausgebaut werden, dass wie in Dänemark auf wichtigen Strecken kreuzungsarme Verbindungen geschafft werden. • Für Elektrovelos sind geeignete Parkplätze und ein Stromtankstellennetz mit erneuerbarem Strom aufzubauen. • 19. Sauberer Strom im öffentlichen Verkehr – Elektrifizierung des Busbetriebs Im öffentlichen Verkehr sind elektrische Busse mit Batterien und Supercaps umfassend zu testen und wo möglich zu nutzen. Auch hier gilt, dass der Strom zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien stammen sollte. Entsprechende Verträge sind von den öffentlichen Verkehrsbetrieben abzuschliessen. Massnahmen zur Finanzierung 20. Verursachergerechte Finanzierung von Massnahmen Besonders wirksam sind Programme, wenn sie verursachergerecht – also nicht aus dem Kantons- oder Gemeindebudget – finanziert werden. Sinnvoll wäre eine Förderabgabe auf CO2 wie beim Bund, oder, mangels umfassender Kompetenzen, eine kantonale Förderabgabe auf leitungsgebundenen Energien wie Elektrizität und Erdgas.

21. Zweckbindung der AET‐Gewinne Statt den cash flow der AET für Gaskraftwerke im Ausland einzusetzen täte der Regierungsrat gut daran, die Ausschüttungen mit einer Teilzweckbindung für kantonale Investitionen verfügbar zu machen. Die Mittel müssten der Entwicklung der erneuerbaren Energien dienen und könnten die Grundlage für kantonale Programme bilden. Eine entsprechende Volksinitiative der SP ist hängig. Arbeitsteilung Bund-Kanton-Gemeinden Will man das Tessin auf erneuerbare Energien umstellen, ist der beschränkten Reichweite kantonaler Politik Rechnung zu tragen. Zu den Aufgaben der Kantone gehören insbesondere • Energieeffizienz und erneuerbare Energien im Gebäudesektor • Bewilligungsverfahren für Kraftwerke • Bau und Betrieb der Verteilnetze sowie (erstinstanzlich) Strukturierung der Tarife • Angemessene Eignerstrategien für kantonale und überkantonale Regiebetriebe • Verkehrs- und Raumplanung • Vollzug von kantonalen und eidgenössischen Bestimmungen Eher ein historisches Relikt ist die Stromerzeugung in kantonaler Hand. Wird sie weitergeführt, sollte sie ehrgeizige Anforderungen punkto Innovation und Umweltschutz erfüllen und zum Wohlergehen seiner Eigentümer beitragen.

In vielen Bereichen können Bund und Kantone gemeinsam Massnahmen treffen, zum Beispiel • Einspeisevergütungen für Strom aus erneuerbaren Energien • Vorgaben betreffend Qualität der Strombeschaffung • Neubau oder Verzicht auf Atomkraftwerke

15 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Für wichtige Weichenstellungen im Bereich der Energiepolitik ist allerdings der Bund zuständig: • Höhe der CO2-Abgaben im Brenn- und Treibstoffsektor • Verbrauchsvorschriften für Geräte und Anlagen • Durchsetzung risikogerechter Versicherungs- und Entsorgungsbeiträge für Atomanlagen • Verbot neuer Atomanlagen und anderer Hochrisikotechnologien • Emissionsvorschriften und CO2-Limiten für Fahrzeuge • Überregionale Verkehrsplanung Die nächsten Schritte auf Bundesebene Pro memoria sei erwähnt, dass auch auf Bundesebene weitere energische Schritte anstehen: • „Deckel weg“ bei den Einspeisevergütungen • Referendum gegen Atomabfall-Lager, solange die Laufzeit der bestehenden A-Werke nicht gesetzlich befristet ist und neue Atomkraftwerke ausgeschlossen werden. • Referendum gegen neue Atomkraftwerke • Bestgeräte-Vorschriften (A-Klasse oder besser) auch für Umwälzpumpen, Boiler, Kaffeemaschinen, Strassenbeleuchtung, Wärmepumpen u.v.a.m.

• CO2-Abgabe im Treibstoffsektor, Einbezug des Luftverkehrs 3. Die Energieversorgung des Kantons Tessin Zusammensetzung der Energieträger Figur 6 Entwicklung des Energieverbrauchs seit 1910 Figur 7 Zusammensetzung der Endenergie 200811 Die Energieversorgung der Schweiz ist von importierten fossilen Energieträgern dominiert. Der Kanton Tessin unterscheidet sich nicht wesentlich vom schweizerischen Durchschnitt. Der Benzin- und Heizölverbrauch dürfte etwas höher liegen, zurückzuführen auf die starke Motorisierung im Individualverkehr und auf die beschränkte Reichweite des Gasnetzes.

In den letzten Jahren ist eine Substitution von Ölheizungen zu beobachten. Bessere Isolationen, Holzpellet-Heizungen und Wärmepumpen treten an ihre Stelle. 11 Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2008

16 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Die kantonale Energiepolitik Der Kanton Tessin ist gesetzlich bestrebt, Energie effizient zu nutzen. Ein Energiegesetz ist seit 1994 in Kraft und wurde mehrmals revidiert. Der Regierungsrat hat für die Jahre 2008 bis 2011 neue Richtlinien erlassen. Als Fernziel erwähnt werden die 2000 Watt-Gesellschaft erwähnt. Die Erarbeitung eines kantonalen Energieplans ist im Gang. Mustervorschriften für Gebäude Die Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich aus dem Jahre 2008 (MuKEn-08) wurden vom Kanton in wichtigen Bereichen übernommen: • Anforderungen und Nachweis winterlicher Wärmeschutz gemäss Art. 1.6 • Wärmeschutz von Gebäuden für Kühlräume gemäss Art. 1.9 , • Vorgaben betreffend Wärmeerzeugung (Kondensationsheizkessel) gemäss Art. 1.11 , • Pflicht zur Abwärmenutzung, die Massnahmen betreffend Heizungen im Freien, • Vorgaben betreffend Höchstanteil an nicht erneuerbaren Energien bei Neubauten (maximal 80 % aus nichterneuerbaren Energien).

• Ausrüstungspflicht bei Neubauten für verbrauchsabhängige Heiz- und Warmwasserkostenabrechnungen. • Die Pflicht zur Abwärmenutzung bei thermischen Kraftwerken. • Die Einhaltung der Grenzwerte gemäss SIA 380/4 „elektrische Energie im Hochbau“. • Die Anforderungen für Grossverbraucher. • Der Gebäudeenergieausweis. • Die Nutzung der anfallenden Abwärme in Gebäuden. • Anforderungen an Ferienhäuser. • Die Ausführungsbestätigung durch private Fachleute und Organisationen. Noch keine Bestimmungen kennt der Kanton Tessin betreffend der kantonalen und kommunalen Energieplanung. Nicht bekannt ist die Qualität des Vollzugs. Hier sind Gemeinden und Kanton gemeinsam aktiv.

Kantonale Förderprogramme Förderungsmassnahmen Kanton Tessin in den letzten Jahren:12 • Rahmenkredit (credito quadro) von 4,8 Mio. für die Jahren 2006-2009, davon 1/3 Bund, 2/3 Kanton. Details: • Minergie 1'500'000, Holz 1'200'000, Sonne (fotovoltaico) 535'000, Sonne (termico) 850'000, Wärmepumpen und Biogas 95'000, Unterstützung der Initiativen auf Gemeindeebene 270'000, Verwaltung Förderungsprogramm durch SUPSI (Fachhochschule) 150'000, Verwaltung der Komponente „Holz“ durch AELSI (Fachverband) 200'000. [Decreto legislativo vom 16.3.2006] • Rahmenkredit von 5,0 Mio. für die Jahren 2007-10 für die Förderung des Energiesparens und erneubaren Energien im öffentlichen Bereich: (Minergie, Sonne, Biogas). Anteil Bund ca. 1/3. [Decreto esecutivo vom 25.9.2007] • Kredit von 5,0 Mio für Holz (impianti teleriscaldamento a legna). Anteil Bund ca. 1/3. [Decreto esecutivo vom 26.6.2007, finanziert dank Nationalbankgold.] • Förderungsprogramm von 8 Mio. für die Jahren 2009-2012 im Rahmen der kantonalen Massnahmen gegen die Wirtschaftskrise. Details: Sonne (termico) 3 Mio., Minergie 3 Mio., Holz 2 Mio.

Anteil Bund ca. 1/3. [Entscheid Grosser Rat vom 3.6.2009]. 12 Mitgeteilt von Nenad Stojanovic

17 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Elektrische Mobilität Es gab zwei Programme VEL (veicoli energetici leggeri) in Mendrisio: VEL 1 (1995-2001) und VEL 2 (2001-2005). Das Pilotprojekt wurde vom Bund unterstützt und später vom Kanton weiter finanziert. Seit 2005 wurde in das Projekt „Infovel“ umgewandelt (Kompetenzzentrum, Informationsstelle, etc.). Die Projekte VEL 1 und VEL 2 waren hauptsächlich Subventionen für Private, die ein elektrisches Auto, Motorrad, Velo, etc. kaufen wollten. Es gab aber keine Anforderungen, was die Quelle der elektrischen Energie betrifft.

Die Inverkehrssetzung von Elektromobilen ist gratis. Hybridfahrzeuge erhalten eine Ermässigung. Die Stromversorgung des Tessins Die Stromversorgung ist im zukünftigen Energiemix von strategischer Bedeutung. Elektrizität verdrängt zunehmend die fossilen Energien, namentlich durch die Verbreitung von Wärmepumpen, Elektromobilen und industrielle Anwendungen. GWh Produktion im TI ohne SBB 13 Mittlere Produktionserwartung gemäss BFE Wasserkraft Lieferung an AET Anteil der AET an Tessiner Wasserkraft Stromverbrauch TI 2004 3239 3538 1534 43% 2645 2005 2327 3538 925 26% 2710 2006 2105 3538 939 27% 2725 2007 3086 3538 1443 41% 2672 Durchschnitt 2004‐2007 2689 3538 1210 34% 2688 Figur 8 Stromerzeugung aus Wasserkraft im Kanton Tessin14 Der Kanton Tessin hat in der Stromerzeugung dank der Wasserkraft eine sehr starke Stellung. Auf dem Kantonsgebiet werden heute rund 2,7 TWh Strom verbraucht und 3,5 TWh Strom erzeugt. Die Wasserkraft allein würde somit ausreichen, um den Gesamtverbrauch des Kantons vollumfänglich abzudecken. Allerdings gehören viele Wasserkraftwerke ausserkantonalen Eigentümern, z.B. den Stadtwerken, den Überlandwerken und der SBB. Deshalb ist der Zugriff der Azienda Elettrica Ticinese AET auf diese Stromerzeugung noch für Jahrzehnte nicht oder nur zu einem geringen Teil gegeben. 13 Jahresberichte AET 14 Unberücksichtigt: Stromerzeugung SBB

18 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Installation Baujahr GWh mittlere Produktionserwartung Valmara 1890 5.7 Morobbia 1903 42.4 Ponte Brolla 1904 13.4 Ticinetto 1907 10.5 Ritom 1920 83.7 Calcaccia 1922 13.7 Tremorgio 1925 6.8 Stampa 1926 15.0 Piottino 1932 300.0 Airolo 1947 46.0 Tremola/Sella (Cent.di pomp.) 1947 ‐0.9 Ceresa 1 1950 10.9 Verbano 1 1953 346.3 Cavergno 1955 397.7 Peccia (Sambuco) 1955 85.4 Biasca 1959 688.0 Olivone 1962 210.1 Luzzone 1963 36.8 Gordola 1965 215.0 Bavona 1966 324.0 Biaschina 1966 382.0 Giumaglio 1967 25.3 Robiei 1968 37.4 Stavedro 1968 55.0 Tenero 1972 12.0 Verbano 2 1973 160.4 Peccia 1991 2.0 Sella 1991 2.9 Piumogna 2000 5.1 Campo Vallemaggia 2002 7.1 Cerentino 2004 7.0 Total 3537.89 Figur 9 Wasserkraftwerke im Tessin und Mittlere Produktionserwartung (BFE)15 Der Ausbau der Wasserkraftwerke im Tessin erfolgte kontinuierlich über viele Jahrzehnte hinweg. Auch heute noch sind Leistungserhöhungen möglich, und es besteht ein kleines Potential für neue Wasserkraftwerke – vor allem Klein-Wasserkraftwerke. Allerdings kann es dabei zu Konflikten um Restwassermengen und landschaftliche Eingriffe kommen, weil die Produktion nur noch marginal erhöht werden kann.

Die grössten Bauten wurden in den fünfziger und sechziger Jahren erstellt. Bei vielen dieser Werken rückt der Heimfall in der Periode zwischen 2024 und 2048 näher und betrifft somit die aktuellen Beschaffungsfragen erst wenig. 15 Bestehende Zentralen mit Hoheitsanteil des Kantons Tessin, Stand: 1. Januar 2009, Bundesamt für Energie BFE, Sektion Wasserkraft

19 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Calcaccia 2003 Ritom 2005 Ceresa 1 2006 Morobbia 2010 Tremola/Sella (Cent.di pomp.) 2024 Sella 2024 Airolo 2024 Stampa 2032 Peccia (Sambuco) 2035 Peccia (Corgello) 2035 Cavergno 2035 Verbano 1 2035 Verbano 2 2035 Ticinetto 2038 Piumogna 2040 Luzzone 2042 Campo Vallemaggia 2042 Olivone 2042 Biasca 2042 Valmara 2043 Cerentino 2043 Giumaglio 2045 Tenero‐Centrale di dotazione 2046 Gordola 2046 Bavona 2048 Robiei 2048 Figur 10 Heimfalljahr von Wasserkraftwerken des Tessins Azienda Elettrica Ticinese (AET) Seit 1958 besteht die Azienda Elettrica Ticinese (AET). Sie steht zu 100% in Händen des Kantons. Sie beliefert die regionalen Stromverteiler des Tessins und ist an zahlreichen Kraftwerken innerhalb und ausserhalb des Kantons beteiligt.

Figur 11 Zusammensetzung der Stromerzeugung und Stromabsatz im Tessin 1997-2008 Bis Ende der 90er Jahre deckte die AET einen massgeblichen Teil des Tessiner Verbrauchs aus eigenen Werken bzw. Partnerwerken. Dieser Deckungsgrad aus eigenen Werken ist jedoch rückläufig, zurückzuführen auf den steigenden Verbrauch.

20 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Beschaffung AET GWh 2004 2005 2006 2007 2008 Wasserkraft 1607 955 950 1231 1455 Solar 0.20 0.20 0.30 0.40 0.30 Nuklear 376 316 367 382 352 Fossil 4178 5878 5967 8386 9792 Total 6162 7150 7285 10000 11600 Verbrauch TI 2645 2710 2725 2672 2806 Anteil am Absatz AET 2004 2005 2006 2007 2008 Wasserkraft 26.1% 13.4% 13.0% 12.3% 12.5% solar 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% nuklear 6.1% 4.4% 5.0% 3.8% 3.0% fossil 67.8% 82.2% 81.9% 83.9% 84.4% total 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% Anteil AET am Tessiner Verbrauch 233.0% 263.8% 267.3% 374.3% 413.4% Figur 12 Herkunft der Stromerzeugung der AET 2004-2008 – Gesamtbeschaffung Seit 2001 hat sich die AET stark im Stromhandel engagiert und dazu die Strombezüge auf dem freien Markt stetig erhöht. Sie beschafft heute mit 11600 GWh rund viermal mehr Strom als der Kanton selber verbraucht. Begründet wird diese Strategie mit wirtschaftlichen Argumenten, Preisreduktionen für die Tessiner Bezüger sowie Versorgungssicherheit.

Figur 13 Entwicklung der Stromerzeugung der AET seit 1959 Die AET richtet sich stark auf den italienischen Markt aus. Deshalb dürfte der Grossteil dieser neuen Strombeschaffungen aus fossilen Energien stammen. Der Stromhandel wird bisher nicht massgeblich aus eigenen neuen Beteiligungen alimentiert. Die Beschaffung erfolgt an der Strombörse oder via Tauschgeschäfte, was die AE nicht klar offenlegt. Solange keine langfristigen Bindungen bestehen und attraktive Tauschverhältnisse erzielt werden, ist dieses Geschäft noch nicht mit grossen Risiken für den Kanton Tessin verbunden. Riskant wird es, wenn der Stromhandel zu dauerhaften Verpflichtungen führt, die mit langfristigen Beschaffungs-, Preis- oder Liefervereinbarungen einhergehen. Auch die geplanten Beteiligungen im In- oder Ausland tragen ein Kostenrisiko in sich, wenn sie für Dritte getätigt werden, die nicht zu den gefangenen Kunden im Kanton zählen.

Für jede dauerhafte Beteiligung muss ein dauerhafter Kunde gefunden werden, welcher die Gestehungskosten zuzüglich einer angemessenen Risikoprämie deckt. Geschieht dies nicht, kann eine Situation entstehen, wo die AET auf ihrem Strom sitzen bleibt, Verkäufer oder Banken bedienen muss und Verluste einfährt. Diese Risiken treten praktisch nur bei Investitionen in die nichterneuerbaren Energien ein – bei erneuerbaren Energien gelten in den Standortländern Einspeisevergütungen, die den Weiterverkauf des Stroms zu kostendeckenden Konditionen bei einem Ausfall der Abnehmer garantieren.

Erneuerbare Energien als Anteil am Tessiner Verbrauch Anteil am Verbrauch TI 2004 2005 2006 2007 2008 Mittelwert Wasserkraft 58.0% 34.1% 34.5% 45.5% 43.0% 43% Solar 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0% Nuklear 14.2% 11.7% 13.5% 14.3% 13.4% 13% ergänzend fossil für Verbrauch TI 27.8% 54.2% 52.1% 40.2% 43.6% 44% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100% Figur 14 Zusammensetzung des Stroms in % vom Absatz unter maximaler Anrechnung der erneuerbaren Energien zugunsten der Tessiner Verbraucher Misst man den Anteil der erneuerbaren Energien am Verbrauch im Tessin, dann beträgt der Anteil der Wasserkraft rund 43%, schwankt allerdings stark. Der Anteil an Wasserkraft wird durch die Handelstätigkeit mit Zertifikate stark beeinflusst. Werden die Wasserkraft-Zertifikate nach Italien

21 Die Energieversorgung des Kantons Tessin verkauft, um dort als Nachweis von erneuerbaren Energien zu dienen, dann sinkt der Anteil der Wasserkraft am Stromverbrauch im Kanton Tessin faktisch bis auf Null. Nach Schätzungen des Bundesrates ist der Verkauf von Zertifikaten nach Italien sehr lukrativ, aber aus ökologischer Sicht wenig sinnvoll, denn für den materiellen Nachweis der Erzeugung neuer erneuerbarer Energien eignen sie sich nicht und würden auch keine erhöhte Abgeltung rechtfertigen, weil ja keine neuen Kapazitäten erstellt werden, sondern weil lediglich alte, abgeschriebene Wasserkraftwerke als „neue saubere Produktion“ angerechnet werden. Die schweizerischen Werke, die von diesem Zertifikatehandel Gebrauch machen nutzen somit eine regulative Lücke, weil es der Bundesrat versäumt hat, den Anteil der erneuerbaren Energien als Teil der schweizerischen Lieferungen zu definieren.

Je nach Verkaufsstrategie der AET setzt sich der Stromverbrauch im Kanton somit höchst unterschiedlich zusammen. Würde das Gesetz vorschreiben, dass einheimische erneuerbaren Energien im Kanton selber verbraucht werden müssen (und dass der Handel mit Spitzenstrom ebenfalls mit erneuerbaren Energien zu bewerkstelligen wäre, zum Beispiel durch Tauschgeschäfte), dann würde sich der Anteil der erneuerbaren Energien auf 43% belaufen (2004-2008). Noch mehr sauberer Strom liesse sich erwerben durch neue Bezugsverträge (zB. aus Windfarmen), durch neue Beteiligungen oder auf dem Spotmarkt.

Anteil der Eigenproduktion der AET Beschaffung AET 2004 2005 2006 2007 2008 Wasserkraft inkl. Scambio 1607 955 950 1231 1455 Solar 0.20 0.20 0.30 0.40 0.30 Nuklear 376 316 367 382 352 fossil eigene Werke 0 0 0 0 52 total eigene und Partnerwerke 1983 1271 1317 1613 1860 eigene Werke und Partnerwerke in % des Verbauchs im Tessin 75% 47% 48% 60% 66% fossile Beschaffung 4178 5878 5967 8386 9792 Total 6162 7150 7285 10000 11600 Beschaffung AET 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 15 Beschaffung aus eigenen Beteiligungen und Beschaffung am Markt Von 2004 bis 2007 beschaffte die AET zwischen 47% und 75% des Tessiner Stromverbrauchs aus eigenen Werken (inkl. Partnerwerken und Stromtausch). Der Vorteil der Beschaffung aus eigenen Werken liegt in der Preissicherheit, insbesondere bei den erneuerbaren Energien mit Brennstoffkosten von null. Bei den Beteiligungen der AET handelt es sich grösstenteils um Wasserkraftwerke, deren Produktionskosten im voraus bekannt sind und die eine hohe Verfügbarkeit aufweisen. Sie eignen sich auch zur Abstimmung der saisonalen und tageszeitlichen Schwankungen. Die Konsumenten im Tessin sind dadurch weniger exponiert in Bezug auf die Preisschwankungen am Spotmarkt. Und die Wertschöpfung der AET kann dank dieser Eigenerzeugung und dank Veredelung durch Tauschgeschäfte und Handel erheblich erhöht werden. Etwas merkwürdig ist der niedrige Anteil der Stromerzeugung aus eigenen Wasserkraftwerken in den Jahren 2005 und 2006. Entweder es wurde ein grösserer Teil der Stromerzeugung (oder der Zertifikate?) ans Ausland verkauft, während die Tessiner Bevölkerung mit Strom aus fossilen Kraftwerken versorgt wurde, oder es handelt sich um hydrologische Schwankungen. Stromherkunft aus AET‐eigenen Beteiligungen 2004 2005 2006 2007 2008 Erneuerbar 80% 75% 72% 76% 78% Nuklear 20% 25% 28% 24% 19% Fossil 0% 0% 0% 0% 3% Total 100% 100% 100% 100% 100% Figur 16 Herkunft der Stromerzeugung aus AET-eigenen Beteiligungen Neben den Wasserkraftwerken stammen Im Durchschnitt der Jahre 2004-2007 konnten 60 % der Tessiner Stromabgabe durch die AET aus eigenen Werken (inkl. Partnerwerken) gedeckt werden. Diese 60% setzen sich zu über drei Vierteln aus Wasserkraft und zu rund einem Viertel aus atomaren und fossilen Quellen zusammen, wobei der Anteil der nichterneuerbaren Energien im Wachsen begriffen ist, durch die Beteiligung an CEG (Calore Elettricità Gas Srl, Gavirate Italia) und durch die geplante Beteiligung an TPK Lünen GmbH&Co. KG in Aachen, Deutschland.

22 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Figur 17 Herkunft der Strombeschaffung AET insgesamt (2008) Figur 18 Herkunft der Strombeschaffung AET aus eigenen Beteiligungen Betrachtet man den gesamten Umsatz der AET, dann stammen 84% des Stroms aus nichterneuerbaren Energien. Betrachtet man nur den Absatz im Tessin, und rechnet man alle erneuerbaren Energien diesem Eigenbedarf an, beträgt der Anteil der erneuerbaren Energien 78%. Negativ ist jedenfalls der Trend zu immer mehr nichterneuerbaren Energien, gemessen an beiden Grössen.

Figur 19 Entwicklung des Stromverkaufs der AET seit 1959 Der grösste Teil der Strombezüge wird in Italien verkauft. Im Tessin verteilen sich die Verkäufe wie folgt auf die Unterwerke:

23 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Figur 20 Strombezüger der AET (Versorgungsgebiete im Tessin) Die grössten Bezüge erfolgen in den Regionen Lugano und Locarno. Stark steigend sind die Bezüge der Alptransit. Geschäfts- und Beteiligungspolitik der AET Mio. CHF 2004 2005 2006 2007 2008 Cash Flow: 61.5 33.6 25 38 64 Operatives Ergebnis: 54 25 17 23 57 Umsatz 358 489 616 889 1224 Figur 21 Geschäftsentwicklung der AET Das operativer Ergebnis der AET weist starke Schwankungen auf – zwischen 17 Mio. Fr. pro Jahr und 57 Mio. Fr. pro Jahr, ebenso der cash flow.

Figur 22 Entwicklung Gewinnablieferung der AET an den Kanton Auch die Gewinnablieferung der AET wies in den letzten Jahren starke Schwankungen auf, bewegte sich zwischen 18 und über 40 Mio. Franken pro Jahr. Die Gewinnablieferung verläuft relativ unregelmässig im Verhältnis zum operativen Ergebnis. Dies könnte darauf hindeuten, dass die AET zur Finanzierung neuer Beteiligungen grosse Reserven bildet – Gelder, die auf kurze Frist dem Kanton entgehen.

24 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Figur 23 AET – Gemischtwarenhandlung ohne klar erkennbare Strategie In den vergangenen Jahren hat sich die AET eine Vielzahl von Beteiligungen angeeignet. Nicht alle diese Beteiligungen stehen in einem klaren Zusammenhang mit dem Kerngeschäft der Stromerzeugung und –Verteilung. Manche Beteiligungen wurden nach kurzer Zeit wieder abgestossen.

25 Die Energieversorgung des Kantons Tessin Die Beteiligungspolitik lässt sich wie folgt charakterisieren: • Die Investitionen in fossile Energien haben in den letzten Jahren massiv zugenommen und bedeutende Neuanschaffungen stehen vor einem Entscheid, insb. Beteiligungen an neuen Kohle-Kraftwerken. • Die Wasserkraft wird gut unterhalten und nach Möglichkeit weiter ausgebaut, sowohl im Inland wie im benachbarten Ausland. • Es ist die Rede davon, dass Bezugsverträge an Atomenergie erneuert oder ausgedehnt wurden. Die Konditionen dieser Verträge (Kosten und Laufzeiten, Qualität des Strombezugs) werden nicht offengelegt.

• Bei den neuen erneuerbaren Energien gibt es manche kleinere Beteiligung, aber quantitativ noch deutlich zu wenig, um zu einem bedeutenden Leistungsträger, vergleichbar der Wasserkraft oder den fossilen Energien, zu werden. Die Entwicklung von neuen erneuerbaren Energien hinkt der Beschaffung aus fossilen Energien nach. Dabei hat es in der AET grundsätzlich nicht an gutem Willen, aber vielleicht an einer gewissen Professionalität gefehlt. Beispielsweise hat sich die AET am geothermischen Projekt in Basel beteiligt. Diese Beteiligung hatte durchaus eine Logik, bestehen doch im Gotthardmassiv grosse geothermische Ressourcen, die nur erschlossen werden können, wenn entsprechende Erfahrungen gesammelt werden. Um für die Erhöhung der Stromerzeugung auf Nummer sicher zu gehen, wäre es jedoch angebracht gewesen, auch einen grösseren Teil der Investitionen in der Windenergie zu tätigen, wo Jahr für Jahr über 8000 MW in Europa in Betrieb gehen, und dies mit sehr geringen technischen Risiken.

Stattdessen verfolgte die AET in viele kleine und mittlere Projekte, die hier erwähnt seien: • Entwicklung von Kleinwasser-Kraftwerken im Tessin sowie Norditalien • Errichtung eines Wärmeverbundes zur Nutzung der Wärme der Tessiner Kehrichtverbrennung. • Planung einer Biogasanlage mit zur Verwertung von 20000 Tonnen Speiseresten und anderen biogenen Abfälle. • Neue Entwicklungen und Beteiligungen im Bereich der Photovoltaik und der solarthermischen Erzeugung, die allerdings nicht konkretisiert werden. Diese Technologien, so heisst im Jahresbericht, seien eher geeignet für Wüstenregionen mit stärkerer Sonneneinstrahlung als für das Tessin. Übersehen wird offenbar, dass diese Anlagen in Spanien in zunehmender Zahl in Betrieb gehen.

Wie gesagt: Bei den neuen erneuerbaren Energien fällt auf, dass die Windenergie, in Europa die dominante Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien, bisher wenig investiert wurde. Am Gotthard-Windpark ist die AET mit 20 % beteiligt. Das Tessin verfügt aber über viel grössere Windpotentiale, die strategisch nicht analysiert und nicht entwickelt wurden. Auch hat man sich von einer Offshore-Beteiligung wieder getrennt, obschon in diesem Bereich eine explosive Entwicklung in der Nordsee, aber auch am Mittelmeer, zu verzeichnen ist und obschon zahlreiche deutsche Elektrizitätswerke viele Milliarden in diese Technik investieren und die Investitionen durch Einspeisevergütungen finanziell abgesichert wären. Wenig strukturierte Analyse der Risiken und der einheimischen Potentiale In den letzten Jahren war das Strompreisniveau im benachbarten Italien viel höher als in der Schweiz. Es erstaunt deshalb nicht, dass die AET das Handelsgeschäft stark ausgedehnt hat. welche Gewinne damit tatsächlich erreicht wurden, geht aus der Jahresrechnung nicht klar hervor. Grundsätzlich scheint dieses Handelsgeschäft aber durchaus lukrativ, muss aber durch zusätzliche Beschaffungen unterlegt werden.

Der Jahresbericht rühmt sich, die Beschaffung von Strom zu diversifizieren. Welche Risiken damit einher gehen, geht bei der Lektüre der AET Publikationen nicht transparent hervor. Die AET schreibt, in den letzten Jahren habe sich die Kohle als wertvolle Quelle für Bandenergie erwiesen. Deshalb will sich die AET an der Trianel Power Kohlekraftwerk GmbH und Co KG beteiligen. Die Bewilligung für das Kraftwerk in Lünen wurde im September 2008 erteilt. Die AET muss bis Dezember 2099 entscheiden. Mit einer Betriebsaufnahme wird Ende 2012 gerechnet.

26 Energiewirtschaft im raschen Wandel 4. Energiewirtschaft im raschen Wandel Die erneuerbaren Energien befinden sich weltweit auf einer dynamischen Aufholjagd, mit jährlichen Zuwachsraten der Neuinstallationen von 30% bis 50% (Wind, Sonne, Durchschnitt der letzten 10 Jahre). Viele erneuerbare Energien und nahezu alle Investitionen in die Energieeffizienz sind wirtschaftlich, wenn man die Kosten über den ganzen Lebenszyklus berücksichtigt. Dies gilt besonders für die Windenergie, deren Kosten heute nicht mehr höher sind als die Kosten von Strom aus neuen Atomkraftwerken oder aus neuen Gaskraftwerken. Es ist die Windenergie, welche in den nächsten 10 Jahren voraussichtlich die grössten Beiträge an die Stromversorgung leisten wird. Wo die Wirtschaftlichkeit noch nicht gegeben ist – bei der Photovoltaik – führen industrielle Massenproduktion und Innovationen eine sukzessive Verbilligung herbei.

Die Photovoltaik besitzt neben der Wasserkraft das absolut grösste Potential in der Schweiz. Die Netzparität ihrer Kosten – gleiche Preise wie für Strom aus der Steckdose – ist im Tessin noch vor 2020 zu erwarten, also lange bevor die von den grossen Stromkonzernen angestrebten Atomkraftwerke in Betrieb gehen könnten. Während in Süd- und Ostdeutschland, aber auch in Frankreich und Italien grosse Kapazitäten an neuer Photovoltaik in Betrieb gehen, hat die schweizerische Elektrizitätswirtschaft bisher wenig Interesse an dieser Technik entwickelt. Auf politischer Ebene wurden gute Rahmenbedingungen – in Form von Einspeisevergütungen – vom VSE (Verband schweizerischer Elektrizitätswerke) und seinen Exponenten stets bekämpft, um die Atompläne unbeschadet weiterverfolgen zu können.

Die Kosten der nichterneuerbaren Energien (Öl, Gas, Kohle, Uran) haben sich seit dem Jahr 2000 vervielfacht. Der Ölpreis stieg im Sommer 2008 auf 147$ pro Fass und liegt auch nach dem rezessionsbedingten Rückgang der Nachfrage mit rund 55-75 $ pro Fass (Sommer 2009) noch immer rund dreimal so hoch wie im Mittel der 90er Jahre. Risiken der von neuen fossilen Kraftwerken Die Förderung von Erdöl ist in wichtigen Erzeugerländern rückläufig (USA, Norwegen, Grossbritannien, Mexiko, Russland) und ein neuer Preisanstieg ist bloss eine Frage der Zeit. Die europäischen Gaspreise sind allesamt an den Ölpreis gebunden. Der geplante Bau von Gaskraftwerken schafft in diesem Umfeld neue Versorgungs- und Preisrisiken, die sich einfach vermeiden liessen, wenn die erneuerbaren Energien verstärkt genutzt würden. Kohle ist zwar noch immer die billigste Stromerzeugung, aber sie ist politisch sehr exponiert und muss ab 2013 im Emissionshandel mit den höchsten spezifischen Preiszuschlägen rechnen, weil die CO2- Emissionen unter allen fossilen Quellen spezifisch am höchsten sind.

Risiken von neuen Atomkraftwerke Die AET rühmt sich ihrer Beteiligungen an Atomkraftwerken. Es ist nicht auszuschliessen, dass der Verwaltungsrat neue nukleare Beteiligungen vorschlagen wird. Doch die nukleare Strategie ist im offenen Strommarkt der Weg mit den grössten finanziellen Risiken, von den technischen Risiken ganz zu schweigen. Atomkraftwerke gefährden zudem die Gesundheit der Bevölkerung (signifikant erhöhter Krebs bei Kindern in der Umgebung von Atomkraftwerken16 ). Auch die Terror-, Proliferations- und Abfallrisiken sind ungelöst. 16 European Journal of Cancer: Spix C., Schmiedel S., Kaatsch P., Schulze-Rath R., Blettner M. Case-control study on childhood cancer in the vicinity of nuclear power plants in Germany 1980-2003. Eur J Cancer. 2008 Jan;44(2):275-84. Epub 2007 Dec 21 .

27 Energiewirtschaft im raschen Wandel Figur 24 Atomenergie und Windenergie-Installationen (netto) im Vergleich17 Figur 25 Entwicklung von Strom-Marktanteil, Leistung und Anzahl der Atomreaktoren weltweit 18 Die Windenergie (blau) hat die Atomenergie inzwischen weit überholt. Die Stromerzeugung aus Atomenergie ist seit 2006 rückläufig. Der Marktanteil der Atomenergie ist weltweit rückläufig, ebenso seit 2006 die Stromerzeugung aus Atomkraftwerke (2008: minus 0,7%). Beim Neubau von Atomkraftwerken zeigt sich: Die bisherigen Kostenprognosen der AKW-Initianten können nicht eingehalten werden. Am 29. Mai 2009 schrieb die New York Times: “In Finland, Nuclear Renaissance Runs Into Trouble... Areva has acknowledged that the cost of a new reactor today would be as much as 6 billion euros, or $8 billion, double the price offered to the Finns.” 19 Es bleibt zu fragen, wie lange sich neue Atomkraftwerke überhaupt noch als echte Option auf dem Markt halten können, wenn sich der Marktanteil und die Verfügbarkeit der erneuerbaren Energien, insbesondre der Windenergie onshore und offshore, zu immer tieferen Preisen ständig erhöht. Ein neues Atomkraftwerk in der Schweiz würde zu Kosten von über 10 Milliarden Franken führen, zuzüglich Zinslasten während der jahrelangen Planungs- und Bauzeit sowie Kosten für Reserveleistung bei Betriebsausfällen. Dazu kämen noch die Risikozuschläge für den Fall eines Bauabbruchs (im Falle eines neuen Supergaus à la Tschernobyl) sowie die Kosten für Brennstoffe, Betrieb, Bewachung, PR, Sicherheit und Entsorgungskosten. All dies verursacht für einen Investor in den ersten Jahrzehnten des Betriebs hohe Defizite, verglichen mit der Strombeschaffung am Markt oder mit neuen Windfarmen.

Neue Windfarmen („turnkey“) kosten gemäss den neusten Schätzungen des Europäischen Umweltamtes (EEA) zu Lande nurmehr rund 1000 Euro/kW, verglichen mit 3750 Euro/kW für Atomkraft (Kostenangabe: New York Times (a.a.O.), Andere Quellen, schätzen die Kosten neuer Atomkraftwerke noch höher. Die beiden Techniken weisen unterschiedliche Laufzeiten pro Jahr auf. • Die Kapitalkosten von neuer Windenergie und neuer Atomenergie (Fr./kWh/a) liegen ungtefähr gleichauf.

• Die Betriebskosten pro kWh für Windstrom liegen aus einsichtigen Gründen pro kWh viel tiefer als für Atomkraft. Mit einer einfachen Plankostenrechnung lässt sich zeigen, dass der Strom aus Wind-Beteiligungen heute billiger ist als der Strom aus einem neuen Schweizer AKW: 17 Daten IAEA/PRIS http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html sowie Windpower Monthly Magazine 18 Daten IAEA/ PRIS 19 JAMES KANTER: In Finland, Nuclear Renaissance Runs Into Trouble May 28, 2009 New York Times

28 Energiewirtschaft im raschen Wandel Investitions‐ kosten Euro/kW Investition Zins An‐ nuität Jahres‐ ausla‐ stung Produktion GWh/a Betriebs‐ kosten/ kWh CHF Finanzierungs‐ kosten/kWh CHF total Kosten pro kWh CHF Kosten‐ niveau Atomkraftwerk 1600 MW 3.7520 Fr. 9'300'000 6% 8.70% 90% 12614.4 0.05 0.064 0.114 100 Windkraftäquivalent 5760 MW 121 Fr. 8'928'000 6% 8.70% 25% 12614.4 0.015 0.062 0.077 67.1 Figur 26 Vergleich der Gestehungskosten pro kWh und Jahr neue Windkraft versus neue Atomkraft Würde die AET den Erwerb von Windbeteiligungen in Europa in Betracht ziehen, könnte sie Strom für rund 8 Rp./kWh erwerben, absinkend auf 1-2 Rappen/kWh, wenn die Windfarmen nach 20 Jahren abgeschrieben sind. Windstrom ist nach heutigem Stand der Kenntnis rund ein Drittel billiger als Atomstrom.

Erneuerbare Energien erobern den Markt Die Windenergie war 2008 Marktführer unter den neu installierten Kraftwerken in Europa. Auf Platz 3 der neu installierten Leistung steht bereits die Photovoltaik. Auch wenn die Leistung nicht unbesehen mit der Produktion von Strom gleichgesetzt werden darf, kündigt sich die Dominanz der erneuerbaren Energien bereits heute an. Figur 27 Zuwachs der Windenergie, weltweit (MW)22 Figur 28 neue erneuerbaren Energien dominieren die Neuinstallationen in Europa (2008)23 Auf dem europäischen Markt haben die neuen erneuerbaren Energien Wind, Sonne, Wasserkraft und Biomasse im Jahre 2008 insgesamt 57% Marktanteil der neu installierten Leistung erreicht (Figur 28). Branchenprognosen gehen davon aus, dass sich die Gesamtleistung an Windenergie bis 2020 weltweit auf mindestens 1‘000‘000 MW erhöht.24 Dies würde bedeuten, dass pro Jahr und 100‘000 MW Leistung installiert werden, was einem jährlichen Äquivalent von rund 20 neuen Euro-Reaktoren Typ EPR à 1600 MW Leistung entsprechen würde. Vor diesem Hintergrund wirken die geplanten Investitionen der AET in Kohlekraftwerke wenig zeitgemäss und gegenläufig zum allgemeinen Trend. In der Vergangenheit haben sich solche Prognosen regelmässig als zu niedrig erwiesen. Es ist deshalb gut möglich, das Windenergie und Solarenergie im kommenden Jahrzehnt noch schneller wachsen und den gesamten Markt für neue Kraftwerke erobern werden, gemeinsam mit Wasserkraft und neuen Speichertechnologien.25 20 Angaben New York Times / Eon 21 Angaben European Environmental Agency: Europe’s onshore and offshore wind energy potential, an assessment of environmental and economic constraints. EEA Technical report 6/2009, Copenhagen 2009 S. 41 22 Angaben Windpower Monthly Magazine 2009 23 Angaben EWEA 2009 24 GWEC Global Wind Energy Outlook 2008 25 Siehe dazu: Rudolf Rechsteiner: Wind Power in Context – a clean revolution in the energy sector, www.energywatchgroup.org/Releases.26+M5d637b1e38d.0.html

29 Energiewirtschaft im raschen Wandel Figur 29 die erneuerbaren Energien bleiben im Axpo-Szenario unbedeutend Figur 30 Netzengpässe als Scheinargument In der Schweizer Strombranche stehen die neuen erneuerbaren Energien in einem schlechten Ruf. Sie könnten wenig zur Stromversorgung beitragen, seien teuer und nicht als Bandenergie verfügbar. Die Atomkonzerne Axpo, Alpiq und BKW pflegen das Bild einer kleinen, unbedeutenden Nischentechnologie, die in Zukunft nur wenig zulegen wird. Ihre Stellung im Markt (graue Fläche in Figur 29) bleibt in den Szenarien dieser Firmen, die auch von der AET in der Botschaft an den Tessiner Grossen Rat zitiert werden, auf Dauer marginal.

Zudem werden von Axpo, Alpiq und BKW häufig Engpässe im Stromnetz beim Ausbau von europäischen Beteiligungen geltend gemacht, ebenso die Fluktuation der Windenergie und der Solarenergie. Dies sind allerdings reine Scheinargumente. Die EU hat in jüngster Zeit zahlreiche Mechanismen eingeführt, um auf Netzengpässe zu reagieren: • Unbundling, • Auktionierung von Netzkapazitäten • Finanzierung und Bau neuer Leitungen aus den Erlösen, • supranationale Netzausbauprogramme Einer der Hauptnutzniesser des weltweiten Ausbaus der Übertragungsnetze ist die Schweizer Firma ABB, die ihren Umsatz in diesem Bereich laufend erhöht. Und der grösste Nutzniesser überhaupt vom Ausbau der Windenergie dürfte die schweizerische Elektrizitätswirtschaft sein, die für rund sechs Milliarden Franken ein halbes Dutzend neue Pumpspeicherwerke baut, um aus der steigenden Volatilität am Strommarkt Nutzen zu ziehen.

Immer mehr Stromnetze werden wegen der speziellen Topographie der Schweiz zu den Speicherkraftwerken in den Alpen und in Skandinavien herangeführt. Allein die Bundesrepublik Deutschland hat den Bau von sechs neuen Hochspannungsleitungen in Nord-Süd-Richtung beschlossen, womit der Offshore-Windstrom an die Schweizer Grenze transportiert werden kann. „Sechs neue Nord‐Süd‐Stromtrassen ‐ Bundestag entscheidet über Ausbau der Höchstspannungsnetze Berlin ‐ Am Donnerstag, dem 7. Mai 2009, entscheidet der Bundestag gegen 11.45 Uhr über einen Gesetzentwurf der Bundesregierung sowie über Gegenanträge von Bündnis 90/Die Grünen und der Linksfraktion zum Ausbau von Stromübertragungsnetzen. Nach Ansicht der Bundesregierung erfordern der immer größere Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien, der wachsenden grenzüberschreitende Stromhandel und auch neue Kraftwerke dringend den raschen Ausbau von Höchstspannungsleitungen in Deutschland. Aus diesem Grund hat sich die Koalition bereits im Sommer 2008 auf einen Gesetzentwurf zur Beschleunigung des Ausbaus von Höchstspannungsnetzen geeinigt, der im Oktober letzten Jahres in erster Lesung beraten wurde und nun im Bundestag zur Abstimmung steht (16/10491). Sechs neue Stromtrassen bis 2015 geplant Mit diesem Gesetzentwurf plant die Bundesregierung, die Rahmenbedingungen für einen Ausbau der Höchstspannungsnetze zu verbessern. Der vordringliche Bedarf an Übertragungsleitungen soll in einem gesetzlichen Bedarfsplan festgelegt werden. Demnach sollen bis zum Jahr 2015 insgesamt sechs neue Trassen für den Nord‐Süd‐Transport in Betrieb gehen, um künftig erneuerbare Energien mit einem Anteil von 20 Prozent an der Stromversorgung ohne Beeinträchtigung des Netzbetriebs aufnehmen zu können.

Erdkabel in vier Pilotvorhaben erproben Vorgesehen ist laut Gesetzentwurf zudem, die Planungs‐ und Genehmigungsverf. in diesen Fällen zu beschleunigen und das

30 Energiewirtschaft im raschen Wandel Bundesverwaltungsgericht bei Rechtsstreitigkeiten zur ersten und zugleich letzten Instanz zu machen. Außerdem soll es das neue Gesetz ermöglichen, bei vier Pilotvorhaben Höchstspannungsleitungen als Erdkabel zu verlegen und zu testen. Diese Vorhaben sind bei Fachleuten auf Zustimmung gestoßen.” 26 Figur 31 die Einspeisevergütungen für neuen Windstrom (5-9 €-Cents/kWh) lagen 2008 unter den Marktpreisen für Strom in Deutschland 27 Bei dieser gigantischen neuen Entwicklung ist es wichtig zu erkennen, dass Windenergie im Zeitablauf immer billiger geworden ist. So wurden die Einspeisevergütungen für Windenergie von rund 30 Rp./kWh im Jahre 1990 auf 8-15 Rp./kWh im Jahre 2009 abgesenkt.

Heute kennt das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG zwei Vergütungsstufen für onshore Windturbinen: 9,1 €-Cents/kWh in den ersten fünf Jahren und 5,1 €-Cents/kWh danach (je nach Qualität der Windverhältnisse). Iim Jahre 2008 lag der tiefere Satz der Einspeisevergütungen für Windstrom oft unter dem Marktpreis, weshalb viele Windmüller ihren Saft lieber an der Strombörse verkauften als gegen Einspeisevergütungen vom Netzbetreiber. Genau solche Windmüller hätten ein grosses Interesse, schweizerischen Abnehmern ihren Strom zu verkaufen. Denn die hiesigen Elektrizitätswerke haben die Möglichkeit, die fluktuierende Windenergie dank den Speicherkraftwerken flexibel an den Verbrauch anzupassen und auch dann zu übernehmen, wenn andere Werke keinen Bedarf aufweisen.

Zwischen-Fazit betreffend der anstehenden Investitionsentscheide im Tessin: • Die AET informiert den Grossen Rat nicht über die zunehmende Dominanz der Windenergie und über die Beschaffungsmöglichkeiten, die in diesem Bereich entstehen; • Die gute Wirtschaftlichkeit und Langlebigkeit dieser Anlagen wird nicht beschrieben • Während immer mehr Schweizer Konzerne – selbst solche mit Atomkraftwerken wie die BKW – in Windenergie investieren, wurde diese Option von der AET nicht geprüft. 26 http://www.iwr.de/news.php?id=14209 27 Einspeisevergütungen gemäss Erneuerbare-Energien-Gesetz 2009, Strompreise siehe http://www.eex.com/en/Download/Market%20Data

31 Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt 5. Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt Die Stromversorgung in Europa befindet sich in einer grossen Transformation. Das Ziel ist mehr Wettbewerb, mehr Ökologie und mehr Versorgungssicherheit. Alle drei Ziele können kostenminimal und dauerhaft mit einem Vollausbau der erneuerbaren Energien erreicht werden. Mehr Wettbewerb Mit der Marktöffnung in geht für die ehemaligen Monopolisten eine Epoche zu Ende. • Es entfallen die bisherigen Gebietsmonopole und die Sicherheit, für sämtlichen Strom einen kostendeckenden Abnehmer zu finden.

• Der Markt sorgt für ein Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage. • Teure Angebote aus nichterneuerbaren Energien werden keine Käufer finden. • Zu den hoheitlichen Aufgaben gehört nur noch die Bereitstellung ausreichender Netze. Bahnbrechend ist das Unbundling, der Entflechtung von Stromnetzen und Stromerzeugung, das die Europäische Union durchsetzt. Sie schafft Transparenz über die Kosten in allen Gebieten der Schweiz. Erst diese Transparenz ermöglichte es, dass das Parlament im Herbst 2008 überhöhte Durchleitungsgebühren senken konnte. Nie in der Vergangenheit gab es Vergleichbares: Parlament und Exekutive widersetzten sich erstmals den Preis-Manipulationen von Axpo, Atel, BKW und EOS. Strom wird zum frei handelbaren Gut – europaweit.

Die Schweiz befindet sich seit mehreren Jahren in Verhandlungen mit der Europäischen Union über die Integration in den europäischen Strombinnenmarkt. Es geht offiziell um den Marktzugang für schweizerische Stromerzeuger, doch stehen im Hintergrund eine Reihe weiterer Anliegen zur Diskussion, so die CO2-Reduktionen der Schweiz, die Integration der Schweiz in den europäischen Emissionshandel, der für die EU-Länder zwingend zu steigernde Anteil erneuerbaren Energien im Strommix, die Vorgaben für Energieeffizienz usw.

Dazu kommen weitere Neuerungen, die insbesondere für den beabsichtigten Bau von neuen Kohlekraftwerken von Bedeutung sind: • Mit den EU-Klima-Beschlüssen vom Dezember 2008 für den Ausbau der erneuerbaren Energien wurde ein Rechtsrahmen verabschiedet, der für alle Mitgliedsstaaten verbindlich ist. • Von der europäischen Richtlinie, den Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch auf 20 Prozent zu erhöhen, profitiert vor allem der Stromsektor, denn nirgends sonst ist es technisch so einfach und wirtschaftlich, erneuerbare Energien zu nutzen wie mit neuen Wind-, Wasser-, Biomasse und (noch etwas teurer) mit Solarkraftwerken. Im europäischen Stromsektor dürfte deshalb bis 2020 der Anteil der erneuerbaren Energien von heute 16 Prozent auf 30-40 Prozent ansteigen (Branchenschätzung BEE/EREC), mit Windenergie als stärkstem Wachstumsträger. In Deutschland allein dürfte sich der Anteil der erneuerbaren Energien bis 2020 auf gegen 50% erhöhen. Dabei wird die offshore-Windenergie eine zunehmend wichtigere Rolle spielen.

Mit dem dritten Energiepaket vom 22. April 2009 hat die EU weitere Neuerungen beschlossen, die die Nutzung von erneuerbaren Energien voran bringen:28 • die Etablierung eines Europäischen Netzes der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSOE); • die Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber, jedes Jahr einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan vorzulegen; • die Trennung von Netzen und Stromerzeugung in Varianten • Massnahmen für die Zusammenarbeit auf regionaler Ebene zwischen nationalen Regulierern; • die Gründung einer EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden 28 http://www.europarl.europa.eu/news/expert/infopress_page/051-54057-111-04-1 7-909-20090421IPR54056-21-04-2009- 2009-true/default_de.htm

32 Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt Die Schweizer Elektrizitätswirtschaft im Verhältnis zu Europa Die grossen schweizerischen Stromkonzerne haben den Stromhandel mit der EU und die Gewinne daraus in den letzten Jahren stetig erhöht. Dass Stromkonzerne Gewinn machen und in neue Kraftwerke investieren, kann man ihnen nicht vorwerfen. Dass sie einseitig in nichterneuerbare Energien investieren aber schon. Im Ausland geht es – bei allem Lärm um neue Atomkraftwerke – faktisch anders zu und her. Electricité de France, RWE und Eon investieren Milliarden in neue Windfarmen, und die Investitionen werden von Jahr zu Jahr grösser. Inzwischen hat selbst die CDU dem Bau von neuen Atomkraftwerken eine Absagen erteilt.29 Gestritten wird in Deutschland nur noch über Restlaufzeiten.

Demgegenüber haben die Schweizer Stromfirmen in ganz Europa vorwiegend in die nichterneuerbaren Energien investiert. allein die Axpo hat mit 3,5 GW mehr Gasleistung gebaut als der gesamte Schweizer Atompark heute an Leistung ausweist. Figur 32 Schweizer Beteiligungen an Kraftwerken im Ausland Die schweizerische Elektrizitätswirtschaft ist hoch lukrativ und vermögend. Sie könnte Milliarden in neue Technologien investieren, boykottiert diese aber, bis auf einige wenige Muster-Kraftwerke für das PR-Schaufenster. Eine Richtungsänderung zu den erneuerbaren Energien ist erst zu erwarten, wenn das Volk neuen Atomkraftwerken eine klare Absage erteilt hat und die Europäische Union ihre Muskeln in Sachen Ökologie auch im Verhältnis zur Schweiz spielen lässt. 29 Am 2. Dezember 2008 hat die CDU in ihrem Programm "Bewahrung der Schöpfung" beschlossen, keine neuen Atomkraftwerke zu bauen. http://www.die-topnews.de/cdu-strebt-laufzeitverlaengerung-der-atomkraftwer ke-an-327835

33 Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt N° Name / Stichwort Energieart CH Unternehmen Beteiligung in % Stand Ort 1 AET‐Germania Kohle AET 20 ‐ Lünen 2 AET‐Germania Kohle AET 20 ‐ Ürdingen 5 Atel Centrale Termica Vercelli S.r.l. Gas ATEL 95 in Betrieb Vercelli 6 Novel S.p.A Gas ATEL 51 in Betrieb Novara 13 ECK Generating, s.r.o. und Elektrarna Kladno II Gas; Kohle ATEL 100 in Betrieb Kladno (Tschechien) 14 Csepel I + II Gas, Kohle ATEL 100 in Betrieb Csepel (Ungarn) 15 Brindisi Nord, Edipower S.p.A. Gas ATEL 16 in Betrieb Brindisi 16 Chivasso, Edipower S.p.A. Gas ATEL 16 in Betrieb Chivasso 17 Piacenza, Edipower S.p.A. Gas ATEL 20 in Betrieb Piacenza 18 San Filippo del Mela, Edipower S.p.A.

Gas ATEL 20 in Betrieb San Filippo (Sizilien) 19 Sermide, Edipower S.p.A. Gas ATEL 20 in Betrieb Sermide 20 Turbigo, Edipower S.p.A. Gas ATEL 16 in Betrieb Turbigo 21 San Severo Gas ATEL 60 ‐ San Severo 22 Biella Power Gas ATEL 60 in Betrieb Cerreto Castello 23 Atel Energetika Zlín s.r.o. Gas ATEL 100 in Betrieb Zlin (Tschechien) 24 Bayet Gas ATEL ? ‐ Saint‐Pourçain‐sur‐Sioule Region Bayet 26 Dörpen Steinkohle BKW 100 ‐ Dörpen 27 Wilhelmshaven Steinkohle BKW 33 ‐ Wilhelmshaven 28 Bocholt Gas BKW 100 verkauft Bocholt 29 Livorno Ferraris Gas BKW 25 in Betrieb Livorno Ferraris 30 Region Basilicata Gas BKW 100 ‐ Region Basilicata 31 Region Venetien Gas BKW 100 ‐ Region Venetien 32 Region Kampanien Gas BKW 100 ‐ Region Kampanien 35 Calenia Energia Sparanise Gas EGL 85 in Betrieb Sparanise 36 Rizziconi Gas EGL 100 in Betrieb Rizziconi 37 S.E. Ferrara Gas EGL 49 ‐ Ferrara 38 Energy Plus Gas EGL 100 ‐ Salerno 39 Morano Energia Gas EGL 100 ‐ Morano sul Po 40 Molisenergy Gas EGL 100 ‐ Venafro (Region Molise) 41 Energia de la Zarza Gas EGL 100 ‐ Provinz Estramadura 43 Timelkam Gas Groupe E 50 ‐ Timelkam (Österreich) 45 Brunsbüttel Kohle Rätia Energie 25 ‐ Brunsbüttel 46 Saline Joniche? Kohle Rätia Energie 100 ‐ Region Kalabrien 47 Teverola Gas Rätia Energie 61 in Betrieb Teverola (Provinz Caserta Stand Okt. 2008 Figur 33 Beteiligungen der Schweizer Elektrizitätswirtschaft an fossilen Kraftwerken im Ausland Erdgas und Atom im Konflikt mit der EU-Politik Die Investitionen in Gas- und Atomkraftwerke geraten in Widerspruch zu den Ziele der EU- Mitgliedstaaten – und wohl bald schon von den übrigen Teilnehmern am Binnenmarkt verlangt.

34 Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt Figur 34 Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der EU Figur 35 Rückgang der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien – ohne gesetzliche Richtungsänderung Die EU wird der Schweiz einen nichtdiskriminierenden Zutritt auf ihren Strommarkt nur dann zubilligen, wenn sie die Minimalziele für EU-Mitgliedsländer angemessen erfüllt.30 Während der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in der EU bis 2020 von 16% auf voraussichtlich 30- 40% ansteigt, würde dieser in der Schweiz – ohne gesetzliche Korrekturen – von 55% auf 40% absinken. Will die Schweiz mit der EU im Stromgeschäft bleiben, muss sie ihre Politik revidieren. Die Zwängereien der Atomlobby würden sonst die Integration in den Strombinnenmarkt gefährden. Vorrang für die erneuerbaren Energien bei der Stromerzeugung Nach europäischem Recht kann ein Mitgliedstaat dem Verteilernetzbetreiber zur Auflage machen, vorrangig erneuerbare Energieträger einzusetzen (Art. 25 Absatz 4).31 Ob die erneuerbaren Energien auch bei Netzengpässen im europäischen Stromnetz Vorrang geniessen, ist zwischen dem EU- Parlament und dem Ministerrat strittig. Immerhin dürfen die erneuerbaren Energien nicht mehr länger diskriminiert werden. Und die Richtlinie verlangt die „Erleichterung des Anschlusses neuer Erzeugungsanlagen an das Netz, insbesondere durch Beseitigung von Hindernissen, die den Zugang neuer Marktteilnehmer verhindern könnten“. Das EU-Parlament hat sich wiederholt dafür ausgesprochen, bei knappen Kapazitäten der Durchleitung von erneuerbaren Energien Vorrang zu erteilen.32 Entsprechende Regeln gelten bereits im schweizerischen Recht. Bei knappen Netzkapazitäten sind die erneuerbaren Energien im Stromversorgungsgesetz privilegiert: • „Vorrang“ erhalten die „Lieferungen von Elektrizität aus erneuerbaren Energien, insbesondere Wasserkraft“ (Artikel 13 Absatz 3 Stromversorgungsgesetz) • Und im Falle einer Gefährdung der Versorgung gilt auch in der Strombeschaffung: • „Bei der Elektrizitätsbeschaffung und beim Ausbau der Erzeugungskapazitäten haben erneuerbare Energien Vorrang.“ (Artikel 9 Absatz 3 Stromversorgungsgesetz) • Damit sind die Durchleitungsrechte für die Schweizer Stromkonzerne, die in neue Gas- und Kohlekraftwerke investieren, gesetzlich gesehen in Frage gestellt. Besonders wenn der durch geleitete Strom vorwiegend dem Stromhandel dient.

30 So schreibt der schweizerische Bundesrat: „Für die EU müssen die verhandlungen die Themen Strombinnenmarkt (dieser regeld den Transit und den Marktzugang), erneuerbare Energien, Wettbewerbs- und Umweltrecht umfassen.“ Ein isolierter Marktzugang ohne Akzeptanz der erneuerbaren Energien–Ziele der EU ist deshalb unwahrscheinlich. Vgl Postulat 08.3241, Schweizerische Energie-Aussenpolitik, Antwort des Bundesrates vom 10. September 2008 31 Legislative Entschließung des Europäischen Parlaments vom 22. April 2009 zu dem Gemeinsamen Standpunkt des Rates im Hinblick auf den Erlass der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (14539/2/2008 – C6-0024/2009 – 2007/0195(COD)) 32 http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//EP//TEXT+TA+P6-TA-2 009- 0241+0+DOC+XML+V0//DE&language=DE#BKMD-35

35 Neue Vorgaben für den EU-Strombinnenmarkt Voraussichtliche Folgen für die Schweiz und für die AET Die Beschlüsse der EU haben eminente Folgen für die Schweiz: • Will die Schweiz den Stromhandel mit den europäischen Partnern gleichberechtigt aufrecht erhalten, wird sie ihren Markt bis zu den Kleinverbrauchern öffnen müssen. • Defizite von neuen (Atom-)Kraftwerken können dann nicht mehr ungefragt auf die „festen Kunden“ überwälzt werden – es gelten für alle die Marktpreise. • Auf den Markt der EU zugelassen werden wahrscheinlich nur jene Länder, die die europaweit geltenden minimalen Zubaumengen an erneuerbaren Energien nachweisen. Dies bedeutet, dass die grossen Stromkonzerne die erneuerbaren Energien nicht länger boykottieren können. Neue Atomkraftwerke oder Kohlekraftwerke werden dann unsinnig, weil sie im Strommix gar nicht erlaubt sind bzw. keinen Platz mehr haben. • Wer in nichterneuerbare Energien investiert, riskiert unrentable und zum Teil unveräusserliche Überkapazitäten, denn gerade wenn der Bedarf gross ist sind die Netze ausgelastet und eine Vorrangregelung für erneuerbare Energien würde bedeuten, dass der Strom aus eigenen Kohle- und Gaskraftwerken international gar nicht gehandelt werden könnte. • Weiterer Druck auf Gas- und Kohlekraftwerke entsteht wenn ab 2013 im europaweiten Emissionshandel alle Emissionsrechte für diese Anlagen ersteigert werden müssen. Zwischenfazit zu den neuen EU-Vorschriften für den Strombinnenmarkt Die AET liefert einen Grossteil ihrer Stromerzeugung in ein EU-Land, nach Italien. Deshalb wäre es entscheidend, die Ziele und Erfordernisse der EU in diesem Bereich zu reflektieren, namentlich • Die bevorstehende Verteuerung des Stroms aus fossilen Quellen durch den Emissionshandel ab 2013 • Die Problematik der nichtprivilegierten Durchleitung von Strom aus nichterneuerbaren Energien aus Produktionsstätten im Norden • Die ungeprüften Möglichkeiten des Erwerbs von kostengünstigem Strom aus Windenergie, sei es über Abnahmeverträge aus älteren Windfarmen mit tieferen Vergütungen, sei es durch Beteiligungen an neuen Windfarmen In dieser Situation wäre es auch wichtig, dass mehr Transparenz entsteht und die Entscheidungsregeln zur Diskussion gestellt werden: • Offenlegung der genauen Gestehungskosten in Varianten, voraussichtliche Laufzeiten des neuen Werks hinsichtlich Übernahme von Tag- oder Nachtstrom, zu erwartende Gebühren für den Strom im Emissionshandel • Offenlegung von Alternativen zum Kohlestrom, insbesondere Beteiligung an geographisch diversifizierten Windfarmen • Mitsprache des Parlaments und der Stimmberechtigten angesichts der grossen Risiken bei Investitionen in neue Kraftwerke ohne Einspeisevergütungen oder in neue langfristige Bezugsverträge • Entwicklung einer EU-konformen Vorwärtsstrategie zur Umsetzung der EU-Anforderungen betreffend Steigerung des Anteils von erneuerbaren Energien.

36 Einspeisevergütungen – eine Revolution 6. Einspeisevergütungen – eine Revolution Mit dem Inkrafttreten des Stromversorgungsgesetzes wurden in der Schweiz Einspeisevergütungen für Strom aus erneuerbaren Energien eingeführt. Dies hatte sensationelle Auswirkungen. Figur 36 erwartete angemeldete Strommengen (GWh) aller bewilligten Projekte im Vergleich Figur 37 geschätzte Bau- und Lieferzeiten gemäss Bundesamt für Energie In der kurzen Zeit von Mai 2008 bis Januar 2009 neue Projekte angemeldet wurden, die ein Atomkraftwerk (AKW) von der Grösse Mühleberg (355 MW) ersetzen können. Das Bundesamt für Energie bezifferte die zusätzlich angekündigte Stromerzeugung dieser Projekte auf 3229 GWh (Stand November 2008). Die Frist bis zur Inbetriebnahme wird auf drei bis vier Jahre veranschlagt. Stand November 2008 Anzahl Anmeldungen angemeldete Leistung MW Energiemenge von Anlagen mit positiven Bescheiden GWh Vergütung Mio. CHF genehmigte Anmeldungen Wasserkraft 377 233 983 59 365 Photovoltaik 4503 104 24 14 1505 Windenergie 365 677 1221 112 364 Biomasse 181 194 1001 83 179 Total 5426 1208 3229 268 2413 Figur 38 Anmeldungen und Genehmigungen Stand November 2008 Die Zahl der Anmeldungen übertraf mit über 6000 Anmeldungen alle die Erwartungen. Der grösste Teil der Anmeldungen (80 %) waren Photovoltaik-Anlagen, deren Kontingent bereits am ersten Tag (1. Mai 2008) ausgeschöpft war. Die meisten der bewilligten PV-Anlagen wurden schon vor dem 1. Mai erstellt. Besser ging es den Projektanten der anderen Technologien. Es wurden 731 MW Windenergie, 226 MW Biomasse- und 331 MW Wasserkraft genehmigt (Stand 29. Januar 2009). Die gesetzliche Begrenzung der Vergütungen führte dann Ende Januar 2009 zu einem Genehmigungsstopp bei allen Technologien. Sehr viel mehr Projekte wären möglich, wenn das Gesetz – wie in Deutschland, Frankreich und Italien – erneuerbare Energien unbeschränkt zulassen würde. Der nun eingetretene Projektierungsstopp für saubere Energien ist punkto Innovation, Kontinuität, Kostensenkung und Erhalt von Arbeitsplätzen eine Katastrophe. Doch das Parlament ist inzwischen immerhin daran, die Erweiterung der kostendeckenden Einspeisevergütung zu diskutieren. Weitere gesetzliche Neuerungen Neben den energiewirtschaftlichen Veränderungen sind auch die energiepolitischen bedeutsam, und sie bedingen sich zum Teil gegenseitig: • Gegen den Widerstand der Erdöl-Lobby wurde die CO2-Abgabe auf Brennstoffen eingeführt. • Die Energiedirektorenkonferenz der Kantone EnDK hat neue Mustervorschriften (MuKEN- 2008) für Gebäude erlassen, die für Neubauten den Verbrauch auf 4,8 Liter/m2 absenken.

• Mit dem Stromversorgungsgesetz gelangten Einspeisevergütungen in die Schweizer Gesetzgebung. • Strengere Energieverbrauchsvorschriften für Geräte und Anlagen –die Durchsetzung der besten verfügbaren Technik – wurden vom Bundesrat im Juni 2009 verabschiedet. • Im Juni 2009 wurde ein Gebäudesanierungsprogramm im Nationalrat verabschiedet, das aus einer Teilzweckbindung von 200 Mio. Fr. aus der CO2-Abgabe finanziert wird.

37 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien 7. Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Methodik Die Methodik dieser Studie beruht auf einem einfachen Verfahren: es wird zuerst eine Bandbreite für den Ersatzbedarf bestimmt. Danach wurden vorhandene Potentialstudien in drei Realisierungsszenarien zu einem Zeit- und Mengenraster zusammengefügt: bodenständig, europäisch, innovativ. Diese drei Szenarien beschreiben den möglichen Verlauf der Stromerzeugung für den Kanton Zürich.

Die fossilen Energien werden als Residualgrösse betrachtet, deren Verbrauch sich durch Verknappung und Verteuerung („peak oil“), durch politisch gewollte Steuerung (Emissionshandel/CO2- Massnahmen) und durch Substitution (Energieeffizienz und Elektrizität) schrittweise zurückbilden wird. • Die wichtigsten Quellen für Potentialabschätzungen sind: • Strom aus Biomasse: Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“, Dezember 2004, Hrsg. Bundesamt für Energie • Strom aus Kehricht: Verband der Betriebsleiter und Betreiber Schweizerischer Abfallbehandlungsanlagen (VBSA): Strom aus Abfall: weit mehr ist möglich, Information für die Medien, Bern, 29. Juni 2005 • Windenergie: European Environmental Agency: Europe’s onshore and offshore wind energy potential, an assessment of environmental and economic constraints. EEA Technical report 6/2009, Copenhagen 2009; Paul Scherrer Institut: Erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen, Hrsg. Bundesamt für Energie, Februar 2005; Stefan Hantsch, Stefan Moidl: Das realisierbare Windkraftpotenzial in Österreich bis 2020 St.Pölten, Juli 2007 sowie BEE: Stromversorgung 2020, Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Strom-Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche, Berlin 2009, EWEA: Pure Power, Brüssel 2008 • Photovoltaik: Marcel Gutschner, Stefan Nowak : Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg, Novembre 1998 und IEA (Internationale Energieagentur): Potential for Building Integrated Photovoltaics, IEA Report PVPS T7-4, Paris 2002; European Commission Joint research Centre/ Arnulf Jäger-Waldau: PV STATUS REPORT 2008 • Wasserkraft: Bundesamt für Energie: Ausbaupotential der Wasserkraft, Bern November 2004 • Energieeffizienz: SAFE/Jürg Nipkow: Stellungnahme zum Entwurf des Bundesamts für Energie zur Revision der Energieverordnung (EnV) betreffend Anforderungen an elektrische und elektronische Geräte; EnergieSchweiz: Plattform für Energieeffizienz, Bern 2007, Prognos AG: Die Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs serienmässig hergestellter Elektrogeräte in der Schweiz unter Status-quo-Bedingungen und bei Nutzung der sparsamsten Elektrogeräte bis 2010 mit Ausblick auf das Jahr 2020, Bern 2002 • Wärme-Kraft-Kopplung: Wirkungsgrade nach Verband Schweizerische Gasindustrie VSG, Jahresbericht 2004, eigene Schätzung Figur 39: die wichtigsten Quellen für die Abschätzung der Potentiale33 Berechnung des Ersatz- und Zusatzbedarfs des Kantons Tessin Bei der Berechnung des Ersatzbedarfs stellt sich die Frage, welche Beschaffung eigentlich auf erneuerbare Energien umgestellt werden soll: der Eigenverbrauch des Tessins oder auch der Strom, der im Stromhandel eingesetzt wird. Wir entscheiden uns hier für ein pragmatisches Vorgehen und streben an, nur den Stromverbrauch des Tessins aus erneuerbaren Energien zu gestalten. Das Handelsgeschäft ist separat zu betrachten und sollte aus Gründen der Transparenz am besten in einer separaten Gesellschaft der AET angesiedelt werden.

33 Für die genaue Herleitung der schweizerischen Potentiale vergleiche die ausführliche Studie: Schweiz erneuerbar! - Unterwegs zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien von Rudolf Rechsteiner (Feb 2009) http://www.rechsteiner- basel.ch/uploads/media/ch_erneuerbar_final_0902_d.pdf

38 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Wachstum des Verbrauchs pro Jahr 0,2% Wachstum des Verbrauchs pro Jahr 0,8% Wachstum des Verbrauchs pro Jahr 1,7% Total Stromabgabe im Tessin 2008 2806 2806 2806 Strombezugsrechte aus erneuerbaren Energien (Mittelwert 2004‐2008) 1240 1240 1240 Strommenge zum Ersatz bestehender fossiler und nuklearer Bezüge 1566 1566 1566 Verbrauchswachstum 132 595 1329 Total Zusatz‐ und Ersatzbedarf 1698 2161 2895 Figur 40 Entwicklung des Ersatz- und Zusatztbedarfs des Tessins in GWh34 Im Kanton Tessin ergibt sich für eine Vollversorgung ein Ersatz- und Zusatzbedarf an Strom aus erneuerbaren Energien zwischen 1.5 TWh und 3 TWh. Damit können die auslaufenden Bezüge aus Atomkraftwerken und aus fossilen Kraftwerken schrittweise ersetzt und das Verbrauchswachstum abgedeckt werden.

Gegenüberstellung von Zusatzbedarf und Potentialen Figur 41 Strombedarf und potentielle Stromangebote des Tessins im Vergleich Die Handlungsspielräume des Kanton Tessin für die Beschaffung von sauberem Strom im In- und Ausland sind sehr gross. 34 Basis: Geschäftsberichte AET 2004-2008

39 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien GWh pro Jahr Potential CH Nutzungsgrad Kanton Tessin Potential TI bis 2030 Anteil an bestehender Wasserkraft 37000 1 1231 Bestgeräte‐Vorschriften 6100 1 257 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 10700 0.2 90 Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 3200 1.0 135 Effizienzrabatte Industrie und DL 1995 1.0 84 Kehrichtverstromung 3000 1.0 126 Biomasse‐Verstromung 5450 1.6 371 Biogasverstromung 1830 1.6 125 Geothermie bis 2030 2000 1.2 101 Zuwachs Wasserkraft 2000 2.0 168 Zuwachs Windkraft CH 4000 2.0 337 Beteiligung europäische Windenergie onshore 7200 1.0 303 Beteiligung europäische Windenergie offshore 18000 1.0 758 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer kristallin 46800 1.3 2562 Photovoltaik, Verkehrs‐ und Freiflächen sowie ausserkant. Import 32000 3 4042 Total Effizienz + Erneuerbare 144275 10689 Figur 42 Potentiale der Strombeschaffung Die potenziellen Stromquellen für den Kanton Tessin wurden anhand der vorliegenden Schätzungen der schweizerischen Potenziale und entsprechend dem Bevölkerungsanteil bzw. dem Flächenanteil auf den Kanton Tessin umgerechnet.

Die Potentiale im einzelnen Wasserkraft Bei der Wasserkraft wird davon ausgegangen, dass die bestehenden Konzessionen der AET unverändert weiter laufen. Etwas überdurchschnittlich ist hingegen der Zuwachs beim Ausbau der Wasserkraft (das Doppelte des zu proportionalen Anteils am schweizerischen Zusatzvolumen), weil der Tessin als die Standortkanton diese Konzessionen zu einem grösseren Anteil der kantonseigenen Stromgesellschaft erteilen wird als fremden Konzessionären. Energieeffizienz Die Potentiale richten sich nach den verfügbaren Schätzungen des Bundes und den Potentialen, die in anderen Kantonen auf Basis von Aktionsprogrammen erzielt wurden.

Biomasse und der Geothermie Im Kanton Tessin besteht ein grosses Potential an Biomasse und geothermischen Ressourcen. Manche Gebiete des Tessins neigen zur Verwaldung, weil die Grünflächen nicht ausreichend bewirtschaftet werden. Entvölkerung und schwache Wertschöpfung sind ein Problem. Dank den Einspeisevergütungen für Strom aus Holz und Biomasse entstehen neue Gelegenheiten, um marginale Böden und Wälder besser zu bewirtschaften. Auch aus ökologischen Gründen besteht ein Interesse an der Pflege der vielfältigen Kulturlandschaften.

Im Zusammenhang mit der Neat werden in anderen Kantonen bereits Projekte mit geothermischer Energie aus der Abwärme der grossen Tunnels realisiert, namentlich der Betrieb neuer Fischzuchten und Gewächshäuser. Der Tessin verfügt über die gleichen Chancen, mit Innovationen neue Wirtschaftszweige zu entwickeln, wenn sie genutzt werden. Wärme-Kraft-Kopplung Unterdurchschnittlich wird die Stromerzeugung aus Wärme-Kraft-Kopplung aus Erdgas eingeschätzt, weil die Gemeinden des Tessins nur teilweise am Erdgasnetz angeschlossen sind. Windenergie aus dem Tessin Überduchschnittlich sind die Bezugsmöglichkeiten an inländischer Windkraft (doppeltes Niveau des CH-Durchschnitts), weil der Kanton über hervorragende alpine Standorte verfügt. Es gibt im Tessin grosse Gebiete an Höhenlagen mit kommerziell nutzbaren Windgeschwindigkeiten (> 4,5 m/s).

40 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Mittlere Wind- geschwin- digkeit 100 m über Grund35 Figur 43 Windenergie-Potentiale im Kanton Tessin Figur 44 Windenergie Entwicklung in Europa Windenergie aus Europa In der Europäischen Union wurde man vom dynamischen Wachstum der erneuerbaren Energien überrascht, die von nationalen Gesetzgebungen ausging (Einspeisevergütungen in Dänemark, Deutschland, Spanien usw.). alle früheren Prognosen wurden übertroffen. Im Jahre 1996 rechnete die EU-Kommission nur mit 8000 MW(=8 GW) Windkraft bis 2010.36 Die EU musste diese Prognose bisher fünfmal nach oben korrigieren (letzte Schätzung 80 GW). Ende 2008 stand der Ausbaus bei 65 GW und 90-100 GW bis Ende 2010 liegen im Rahmen des Möglichen (Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.).

Die Potentiale der erneuerbaren Energien sind gigantisch und ohne starke Eingriffe in die Natur nutzbar. Alle erneuerbaren Energien werden im Zeitablauf immer billiger, aber einzelne davon, insb. die Windenergie, sind heute bereits wettbewerbsfähig. Ende 2008 deckte die Windenergie in Europa mit einer Stromerzeugung von 142 TWh rund 4,2 Prozent des gesamten Stromverbrauchs (3400 TWh). Ihr Beitrag wird sich in den nächsten Jahren vervielfachen. Laut der neuen Studie des Europäischen Umweltamts sind folgende Windenergie- Potentiale vorhanden: • 75‘000 TWh technisches Potential, entsprechend dem 20fachen des europäischen Stromverbrauchs • 30‘400 TWh ökonomisch nutzbare Potentiale nach Abzug von Naturschutzgebieten und weniger interessanten Standorten im Jahr 2030 • 12200 TWh als „ökonomisch wettbewerbsfähiges Potential im Jahr 2020“, davon • 9600 TWh onshore und • 2600 TWh offshore • was zusammen dem 3,6Fachen des heutigen europäischen Stromverbrauchs (3400 TWh) entspricht.37 35 Daten: http://www.wind-data.ch/_downloads/maps/karte_wind70_h.png 36 37 European Environmental Agency: Europe’s onshore and offshore wind energy potential, an assessment of environmental and economic constraints. EEA Technical report 6/2009, Copenhagen 2009

41 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Damit eröffnet sich eine reichliche und kostengünstige Versorgungsmöglichkeit, die noch nicht den Weg ins Bewusstsein aller Entscheidungsträger Eingang gefunden hat. Voraussetzung für deren Erschliessung ist die Erweiterung und Modernisierung der Netze in Europa.38 Bezogen auf die gesamte Schweiz gehen wir davon aus, dass bis 2030 Windstrom im Umfang von rund 25 TWh aus Europa erworben werden könnten, was ungefähr den schweizerischen Bezugsrechten aus französischen Atomkraftwerken entspricht. Allein die BKW hat bekannt gegeben, dass sie ein Volumen von 800 MW bis 2015/2016 anstrebt, womit bereits 1,6 TWh realisiert wären. Zudem sind kleinere Beteiligungen von Stadtwerken im Aufbau (EWZ Stadt Zürich, IWB Basel-Stadt, Rätia Energie u.a.).

Für den Kanton Tessin rechnen wir mit einem durchschnittlichen Zukauf an europäischer Windenergie im Vergleich zum erwartenden Anteil pro Kopf in der übrigen Schweiz. Der Zukauf dieser Energie ist auch kurzfristig interessant, weil sie heute schon kostengünstig und verfügbar ist, weil man die Bezüge je nach Vertrag auf besonders kostengünstige Bezugszeiten konzentrieren kann – zum Beispiel wie bei der Atomenergie auf die Windenergie während der Nachtzeit – und weil sich die Tessiner Speicher-Kraftwerken dazu eignen, diesen Strom aufzunehmen und zu veredeln. Jährlich werden bisher in Europa rund 8000 MW Windenergie neu erstellt. Diese Zahl wird sich mit der Expansion der offshore Windenergie in den nächsten Jahren ungefähr verdoppeln. Zudem werden bei der offshore Windenergie die Verfügbarkeit und der Ertrag pro installierte Leistung (kWh/kW) ansteigen, weil auf dem Meer höhere Windhäufigkeiten zu beobachten sind als auf dem Land. Wenn sich der Kanton Tessin bis 2030 nur schon jährlich an 30 MW Windenergie im Ausland neu beteiligen würde, könnte er allein aus dieser bis 2030 sämtliche Bezüge aus nuklearen und fossilen Quellen ersetzt haben.39 Der Zugewinn an Strom beliefe sich so bis 2030 auf 1500 GWh (ein Drittel onshore zwei Drittel offshore) und würde Investitionskosten von ca. 60 bis 100 Mio. Fr. verursachen, wovon ca. 30% Eigenkapital benötigt würde – ein Kapitalbedarf, der sich bereits aus dem laufenden operativen Ergebnis der AET weitgehend finanzieren liesse.

Photovoltaik auf Dachflächen Eher noch grösser als die Potentiale der Windenergie sind jene der Solarenergie, wenn auch im allgemeinen noch teurer. Als überdurchschnittlich wird das Photovoltaik-Potentials des Kantons eingeschätzt. Dieses teilt sich auf in Photovoltaik auf Dachflächen, Photovoltaik auf Infrastrukturen und auf Photovoltaik auf Freiflächen. Dazu kommen thermische Nutzungen, für die ebenfalls ausreichend Platz besteht, weil die Nutzungstiefe der Photovoltaik in keiner Strategie Eine Schätzung der Potentiale von Dachflächen, abgeleitet aus einem kantonalen Mikrozensus im Kanton Freiburg, zeigt, dass allein auf „sehr guten“ und „guten“ bestehenden Dachflächen bis zu zwischen 45% und 80% des Stromverbrauchs gedeckt werden könnten, je nach dem wie leistungsfähig die eingesetzten Solarzellen sind.

38 “Economically competitive potential' is calculated based on the forecasted costs of developing and running wind farms in 2020 and 2030, relative to projected average energy generation costs derived from the Commission's baseline scenario (EC, 2008a). This scenario is based on the CO2 price of 22 EUR/t CO2 in 2020 and 24 EUR/t CO2 in 2030 and on oil prices of 55 USD/bbl in 2005 rising to 63 USD/ bbl in 2030. It does not include policies to reduce greenhouse gases in view of the Kyoto and possible post-Kyoto commitments....

When production costs are compared to the PRIMES baseline average electricity generation cost, the onshore potential for wind decreases to 9 600 TWh in 2020, whereas offshore wind potential decreases to 2 600 TWh. Despite being a small proportion of the total technical potential, the economically competitive wind energy potential still amounts to more than three times projected demand in 2020. “ (EEA Bericht S. 6) 39 Dies ist als technische Grössenordnung und nicht als politische Empfehlung zu werten. Alle Szenarien mit erneuerbaren Energien setzen auf einen ausgewogenen Mix verschiedener Technologien und auf einen Mix von Inland- und Ausland- Investitionen

42 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Modulwirkungsgrad 10% Kanton Fribourg Schweiz Kanton TI Anteil am Verbrauch Anzahl Einwohner 242000 7288010 306846 Fläche km2 1676 41200 2812.0 Stromverbrauch (proportionaler Anteil am CH Verbrauch) 2008 1.9 58.7 2.5 solarer Ertrag Bestdächer 0.6 18.1 0.8 31% Ertrag Gut‐Dächer 0.3 7.4 0.3 13% Ertrag total 0.9 27.1 1.1 46% Figur 45 Potentiale der Stromerzeugung auf Dachflächen bei Modulwirkungsgrad 10% (Dünnschichtzellen) Modulwirkungsgrad 17% Kanton Fribourg TWh Schweiz TI Anteil am Verbrauch solarer Ertrag Bestdächer 1.0 30.7 1.3 52% Ertrag Gut‐Dächer 0.5 12.5 0.5 21% Ertrag total 1.5 46.1 1.9 78% Figur 46 Potentiale der Stromerzeugung auf Dachflächen bei Modulwirkungsgrad 10% (Dünnschichtzellen) Bei einer durchgehenden Nutzung der Tessiner Dächer können Beiträge • mit Dünnschichtzellen und 10% Wirkungsgrad maximal 46% • mit kristallinen Zellen und 17% Wirkungsgrad maximal 78% des heutigen Stromverbrauchs gedeckt werden.

Wegen der guten solaren Verhältnisse im Tessin wird davon ausgegangen, dass die Nutzungspotentiale von Dachflächen das 1,3fache des schweizerischen Durchschnitts erreichen werden. Solaranlagen auf Infrastrukturen, Freiflächen und ausserkantonale Beschaffung Neben den grossen Potentiale auf Dachflächen wird die Nutzung von ausserkantonalen Dach-, Verkehrs- und Freiflächen im Verhältnis zum schweizerischen Durchschnitt überdurchschnittlich gewichtet (300% über Durchschnitt). Diese hohe Einschätzung ergibt sich aus den hervorragenden Einstrahlungswerten im Kanton Tessin.

Wir gehen davon aus, dass auch andere Kantone interessiert sein werden, mittlere und grosse Anlagen im sonnigen Tessin zu realisieren: zB. an Lawinenverbauungen in Südlage, auf Flosskonstruktionen schwimmend auf Stauseen, an Staumauern oder etwas versteckt auf Freiflächen an erhöhter Südlage in alpinen Seitentälern. Die AET könnte dazu auch eigene Partnerwerke auf Tessiner Boden iniitieren, an denen sie selber eine Minderheitsbeteiligung hält. Die Potentiale der Freiflächen sind so oder so atemberaubend gross: Anzahl Gemeinden Fläche km2 Fläche in km 2 bei 1 ha pro Gemeinde Anteil an Gesamtfläche in Prozent GWh/km2, Wirkungsgrad 17% Stromerzeugungs‐ potential GWh Schweiz 2740 41284 27.4 0.07% 170 4'658 Kanton Tessin 199 2812 1.99 0.07% 170 338 Figur 47 Photovoltaik Potentiale auf Freiflächen Würde im Kanton Tessin jede Gemeinde eine Photovoltaik-Anlage in der Grösse von 1 Hektar (1,5 Fussballfelder) erstellen, liessen sich bei einem Wirkungsgrad der Zellen von 17% 338 GWh 12% des Tessiner Stromverbrauchs bereitstellen. Rund 7 Promille der Bodenfläche würde beansprucht. Angesichts der Entstehung einer einheimischen Photovoltaik-Industrie (Pramac, Riazzino) könnte die ergänzende Nutzung von Freiflächenanlagen in manchen Dörfern eine neue, bedeutende Wertschöpfung begründen. Der Tessin könnte neben dem Betrieb von Solaranlagen auch zum Spezialisten werden für die Herstellung und den Betrieb von Nachführ-Systemen, Service, Wartung und Betrieb von Solarkraftwerken.

Solarstrom ist etwas ähnliches wie ein landwirtschaftliches Produkt, weil die Investitionen flächengebunden sind. Verglichen mit anderen berühmten Tessiner Produkten, etwa den Kastanien, würde allerdings ein Wirtschaftszweig entstehen, der eine höhere Wertschöpfung verspricht. Basispotential Strom: 10,7 TWh – unterschiedliche Nutzungstiefen Aus den beschriebenen Potenzialen ergibt sich eine “Basispotential Strom” für den Kanton Tessin von 10,7 TWh. Die einzelnen Quellen werden mit unterschiedlicher Nutzungstiefe den einzelnen

43 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Strategien (bodenständig, europäisch, innovativ) zugerechnet. Dabei muss man sich bewusst sein, dass die effektiven Potentiale (zum Beispiel an verfügbarer Windenergie in Europa oder an Freiflächenanlagen der Photovoltaik) noch sehr viel grösser sind, aber bis 2030 wahrscheinlich nicht gebraucht werden. Die von der Axpo und anderen Stromkonzernen verbreitete Behauptung, es gebe in der Schweiz und in den Nachbarländern zu wenig Potential für erneuerbare Energien, erweist sich bei näherem Hinsehen als völlig haltlos. Allein in der Nordsee liesse sich der Welt-Stromverbrauch zu wettbewerbsfähigen Preisen decken.

Aus Gründen der Versorgungssicherheit wäre es aber falsch, den Zusatzbedarf nur aus ausländischen Quellen zu decken. Vielmehr geht es darum, einen ausgewogenen Mix aus einheimischen erneuerbaren Energien und aus kostengünstigeren ausländischen Quellen herbeizuführen und damit auch die Basis zu schaffen für eine Weiterführung des lukrativen Handelsgeschäfts mittel Bewirtschaftung der Speicherseen. Drei mögliche Strategien Bodenständig europäisch Innovativ In GWh Poten‐ tial TI Nutzungstiefe realisierbar 2030 GWh Nutzungstiefe realisierbar 2030 GWh Nutzungstiefe realisierbar 2030 GWh Anteil an bestehender Wasserkraft 1231 100% 1231 100% 1231 100% 1231 Bestgeräte‐Vorschriften 257 95% 244 95% 244 80% 205 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 90 80% 72 0% 0 0% 0 Ersatz Elektro‐ Widerstandsheizungen 135 95% 128 95% 128 95% 128 Effizienzrabatte Industrie und DL 84 80% 67 25% 21 80% 67 Kehrichtverstromung 126 95% 120 95% 120 95% 120 Biomasse‐Verstromung 371 95% 353 95% 353 95% 353 Biogasverstromung 125 95% 118 95% 118 95% 118 Geothermie bis 2030 101 70% 71 50% 51 90% 91 Zuwachs Wasserkraft 168 95% 160 80% 135 50% 84 Zuwachs Windkraft CH 337 100% 337 90% 303 80% 269 Beteiligung europäische Windenergie onshore 303 20% 61 80% 243 50% 152 Beteiligung europäische Windenergie offshore 758 20% 152 80% 606 20% 152 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer kristallin 2562 30% 768 25% 640 60% 1537 Photovoltaik, Verkehrs‐ und Freiflächen sowie ausserkant. Import 4042 20% 808 10% 404 40% 1617 Total 10689 4690 4597 6124 Figur 48 Potentiale und Nutzungstiefen im Überblick Die Strategien im einzelnen Die Verbesserung der Energieeffizienz kommt in allen drei Szenarien bodenständig, europäisch oder innovativ zum Zug. Für Geräte, Maschinen und Anlagen setzt der Bundesrat die beste verfügbare Technik durch. Altliegenschaften und Elektro-Widerstandsheizungen werden saniert.40 Strategie bodenständig Die Strategie bodenständig behält ein Maximum an Wertschöpfung in der Schweiz, setzt deshalb am meisten auf Investitionen in die Energieeffizienz inkl. Wärme-Kraft-Kopplung bei bestehenden Gasheizungen sowie auf die inländischen Energieträger Wasserkraft, Biomasse, Kehricht und Wind, engagiert sich zudem vorerst eher wenig in den noch teureren Techniken Photovoltaik und Geothermie. Die Strategie verzichtet weitgehend auf die Beschaffung von Strom aus dem Ausland oder überlässt solche Käufe dem freien Markt.

40 Die Instrumente dafür wurden, wenn auch in beschränktem Masse mit dem Gebäudesanierungsprogramm (Teilzweckbindung der CO2-Abgabe) und dem Strom-Effizienz-Budget im Energiegesetz (Artikel 7a Absatz 4 lit. d) bereits geschaffen und sind ab 2010 wirksam.

44 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Figur 49 Strommix Strategie bodenständig Strategie europäisch Figur 50 Strommix Strategie europäisch In der Strategie europäisch werden Energieeffizienz, Windenergie im Inland, Photovoltaik und Geothermie etwas weniger ehrgeizig verfolgt und auf Wärme-Kraft-Kopplung in bestehenden Gasheizungen wird ganz verzichtet. Stattdessen erwerben die Zürcher Stromlieferanten Beteiligungen an europäischen Windfarmen (ca. 3000 MW) und (zeitlich etwas verzögert)

45 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Beteiligungen an Solarfarmen. Diese Beteiligungen in europäischen Nachbarländern ersetzen die bisherigen Beteiligungen am französischen Nuklearpark vollständig und dienen zu einem wesentlichen Teil dem Handelsgeschäft. Die zürcherischen Beteiligungen an Speicher-Kraftwerken werden mit den neuen eigenen Windfarmen vernetzt und für den lukrativen Handel am Spotmarkt nutzbar gemacht. Ein solches Szenario ist alles andere als revolutionär. Die Ausbauten von Pumpspeichern sind – finanziell mitgetragen vom Kanton Zürich und seinen Regiebetrieben – längst im Gang: Anlage Kanton Bauträger Leistung MW Vieux Emosson /Nant de Drance VS Alpiq/SBB 600 Sambucco TI Maggia Kraftwerke 960 Val d‘Ambra TI AET 70 Verzasca II TI Verzasca SA 300 KWO Plus BE KWO/ BKW 350 LinthLimmern GL Axpo 1140 Argessa VS Gmde Ergisch, Axpo 180 Puschlav/ Lago Bianco GR Rätia Energie 1000 total neu 4600 Bestehende Anlagen Div Div 1700 total alte und neue Pumpspeicher 6300 Leistung aller AKWs 3200 Figur 51 Pumpspeicherkapazitäten in der Schweiz (Daten Schweizerische Energiestiftung)41 • Ein Teil der importierten Windenergie wird in Stauseen eingelagert, zu Spitzenstrom veredelt und kann als teurer Spitzenstrom exportiert werden.

• Ein anderer Teil der Stromimporte wird in windstarken Zeiten direkt dem Eigenverbrauch dienen und während diesen Perioden die Speicherseen mit natürlichen Zuläufen schonen. Die Schweiz ist schon seit 2005 Stromimportland. Der Import von Energie ist für die Schweiz nichts neues und wird in Form von Erdgas vorangetrieben. Die Rhetorik der Atomlobby und der économiesuisse, die Schweiz dürfe nicht zum Stromimportland werden, ist reine Fiktion. Im Jahre 2008 wurden 50 TWh importiert und (zeitverschoben) wieder exportiert. Dieser Stromhandel erbrachte der Schweiz einen Nettoertrag von 2,1 Milliarden Franken (2008).42 Die rasch steigende Bedeutung der Windenergie verspricht weiter ansteigende Volatilität der Strompreise und damit steigende Gewinnpotentiale für jene Anbieter, welche Spitzenstrom zu günstigen Kosten anbieten können. Zusätzliche Wind- und Solarkapazitäten erhöhen die Versorgungssicherheit und werden mittelfristig das Rückgrat der Stromversorgung bilden. Im Unterschied zu Erdgas und Uran, die von der Atomlobby favorisiert werden, werden Ressourcen mit der Zeit nicht versiegen und müssen auch nicht aus fernen Ländern importiert werden. Dazu kommt ein weiteres: Immer wenn es stark windet, sinken die Strompreise. Weil Wind und Sonne die tiefsten variablen Kosten aufweisen, werden sie bei Stromüberschüssen immer zuletzt vom Netz genommen. Technologien wie Atomenergie und Kohle werden ein zunehmendes Problem haben, weil sie höhere variable Kosten aufweisen und sich den zyklischen Bewegungen von Angebot und Nachfrage nicht gleich gut anpassen anpassen können wie Erdgas-Kraftwerke und Wasserkraftwerke. Bei fortschreitender Entwicklung der Windenergie und der Solarenergie werden sie Einbussen an Rentabilität erleiden.

Dem kann ausweichen, wer auf den Ausbau der Wasserkraft, auf den Ausbau der Spitzenleistung und der übrigen erneuerbaren Energien setzt. 41 http://www.energiestiftung.ch/files/textdateien/aktuell/publikationen/h2o-i st-nicht-h2o.pdf 42 Elektrizitätsstatistik 2008 S. 47

46 Wege zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien Strategie innovativ Figur 52 Strommix im Strategie innovativ Die Strategie innovativ setzt etwas weniger auf europäische Vernetzung (bzw. überlässt diese als Residualgrösse mehr dem Markt) und setzt verstärkt auf neue einheimische Ressourcen. Es wird dank einer sofortigen Öffnung der Einspeisevergütungen mehr Geld als bisher in Photovoltaik und Geothermie investiert, was langfristig grössere Strombeiträge im Inland verspricht die anderen zwei Strategien, aber zu Beginn deutlich höhere Kosten verursacht.

Bei dieser Strategie steigen die Chancen, dass die Schweiz zu einem innovativen Technologie- Standort für Photovoltaik und Geothermie werden kann und damit neben der Wasserkraft zwei bedeutende, spezifisch einheimische Standbeine erhält. In diesem Szenario wächst die gesamte Stromerzeugung im Tessin auf maximal 8 TWh an und ein Grossteil der Solarenergie wird an Abnehmer in anderen Kantonen weiterverkauft! Inanspruchnahme von Landschaften, Dächern und Boden bodenständig europäisch innovativ Anzahl Windturbinen im Tessin à 2 MW 84 76 67 Anzahl Windturbinen à 2 MW Ausland onshore 15 61 38 Anzahl Windturbinen à 5 MW Ausland offshore 8 30 8 Anteil der genutzten Dachflächen (Best‐ und Gutdächer)mit PV bis 2030 (17%‐Zellen) 40% 34% 81% Bodennutzung für Freiflächen im Tessin und im Ausland in km2 (1 km2 = 170 GWh) 4.76 2.38 9.51 Bodennutzung in % der Fläche des Tessins 1.7% 1.6% 2.2% Figur 53 Szenarien und ihre Auswirkungen auf dei Umwelt MW km 2 MW/km 2 Brandenburg 3358 29478 0.114 Sachsen-Anhalt 2786 20446 0.136 Nordrhein-Westfalen 2557 34082 0.075 Tessin bodenständig 92 2812 0.033 Tessin europäisch 76 2812 0.027 Tessin innovativ 67 2812 0.024 Figur 54 Dichte der Verbreitung von Windturbinen im Vergleich Bezogen auf die Bodenfläche entstehen Nutzungsgrade, die weit unter jenen in anderen Gegenden Europas liegen. Die Freiflächen für Photovoltaik und solarthermische Anlagen (in und ausserhalb des Tessins) belaufen sich auf 1,6% bis 2.1% der Bodenfläche des Tessins.

47 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? 8. Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Vorgeschichte Gemeinsam mit 40 anderen Energieversorgern will die AET sich an einem neuen deutschen Kohlekraftwerk für 56 Millionen Euro (ca. 85 Mio. Fr.) beteiligen. Federführend ist die Trianel Power- Projektgesellschaft Kohlekraftwerk mbH & Co. KG, wie aus der Botschaft an den Grossen Rat des Tessins hervorgeht43 , der nun über diese Investition abschliessend zu befinden hat. ein Referendum gegen den Entscheid scheint nach heute geltendem Recht nicht möglich. Ziel der AET ist die Langzeitbeschaffung von Bandenergie zum Ersatz von auslaufenden Nuklearbezugsverträgen (letzteres zu erwarten allerdings erst im nächsten oder übernächsten Jahrzehnt).

Das Beteiligungsgeschäft ist im Frühjahr 2009 von der zuständigen Energiekommission des Grossen Rates ausgestellt worden. Greenpeace Tessin hatte gegen die Tessiner „Beteiligung an einer Dreckschleuder“ über 3000 Unterschriften beim Grossen Rat eingereicht. Die Grossratskommission begründet ihre Zurückhaltung beim Geschäft damit, dass bisher weder der Staatsrat die versprochene Energieplanung für die kommenden Jahre noch die AET-Leitung einen echten Bedarfsausweis und den Unbedenklichkeitsnachweis zu dieser Beteiligung erbracht haben. Ein weiterer Grund der Kommission scheint es zu sein, dass ein Beteiligungsentscheid, einmal getroffen, nicht rekursfähig ist. Beim Entscheid scherten die FDP-Mitglieder der Energiekommission aus.44 Der Beschluss des Grossen Rates hat „ultimativen“ Charakter. Es gibt kein Referendum in dieser Frage, wie das Bundesgericht im Fall von Metanord entschieden hat. Die AET hat die Möglichkeit, sich für geringe Kosten bis zum 31. Dezember 2009 aus diesem Projekt zurückzuziehen. Umstrittene Geschäftspolitik Im Vorfeld des Entscheids über diese Beteiligung hatte Giuliano Bignasca (Lega Ticinese) der AET Vorwürfe wegen unsauberer Geschäfte gemacht. Es sei ein Schaden von über 100 Mio. Franken entstanden. Gemäss einem Bericht der KPMG herrsche u.a. ein Mangel an Transparenz und es gebe Interessenkonflikte beim Abschluss von Geschäften und Beteiligungen im Ausland. Verwaltungsratspräsident Mauro Dell’Ambroggio übernahm seinerseits in einem Brief die „Verantwortung für schlechte Information“. Er habe bewusst Infos unterschlagen, da die Vertraulichkeit im Verwaltungsrat nie gewährleistet gewesen sei. Am selben Tag gab Brunett bekannt, dass in neue Projekte im Bereich Wind- und Sonnenenergie 400 Mio. Franken investiert werden sollen. Auch ein neues Speicherbecken im Val d’Ambra ist vorgesehen.

Am 11. Juli 2009 legte die AET den Medien diese Strategie für die kommenden Jahre vor. Wie, wo und wann die Investitionen in Windenergie getätigt werden, bleibt unklar. Noch im Herbst 2008 hatte Brunett bekannt gegeben, dass die AET am Strom aus sämtlichen Atomkraftwerken in der Deutschschweiz beteiligt sei. Es gebe auch weitere Verträge mit Kohlekraftwerken und mit französischen Atomkraftwerken.45 Einzelheiten des Projekts Die AET behauptet, es sei sehr schwierig, sich zusammen mit den grossen Firmen wie RWE, EDF, NL oder in der Schweiz mit ATEL, EGL oder EOS sich an grösseren Projekten zu beteiligen. Vielmehr wollten diese Firmen ein eigenes Portfolio aufbauen und diesen Strom der AET verkaufen. Die AET behauptet in der Botschaft an den Grossen Rat weiter, die Geschäftsgelegenheit für diese Investition sei „einmalig“ und „nicht wiederkehrend“. Es gehe darum, Bandenergie zu kaufen, wie sie bisher praktisch nur von den Atomkraftwerken erworben worden sei. Als Vorteile der neu zu erstellenden Blöcke von 1 bis 2 Kohlekraftwerken à 750 MW werden genannt: • Tiefe marginale Produktionskosten, die in der Merit-Order Kurve in der besten Position seien. Das heisst dass das Werk bei tiefem Verbrauch als letztes vom Netz gehe, weil es eben am billigsten sei.

• Es geh um die Verwendung eines Brennstoffs, der geringe Preisschwankungen aufweise. Die Abstützung auf Erdgas sei wegen den starken Preisschwankungen gefährlich. 43 http://www.ti.ch/CAN/SegGC/comunicazioni/GC/odg-mes/6091.htm 44 Tessiner Zeitung 13. Februar 2009 45 Tessiner Zeitung 03. Oktober 2008

48 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Der Standort der neuen Anlage war ursprünglich in der Stadt Lünen geplant. Wegen rechtlicher Auseinandersetzungen wurde ein zweiter Standort in Uerdingen geprüft. Die Verzögerungen ermöglichten es, zusätzliche Kapazitäten zu buchen. Die spezifischen Kosten des Projekts beziffern sich auf 1850 Euro pro KW. Zu den Brennstoffkosten macht die Botschaft keine Angaben, obschon gerade diese – Kosten für CO2-Emissionen eingerechnet – zu den wirtschaftlich relevanten Grundlagen gehören würden. Die AET möchte einen Anteil von 118 bis 200 MW erwerben, letzteres nur, wenn ein zweiter Block gebaut wird. Diese Leistung soll zu Gestehungskosten übernommen werden, auf Basis des Prinzips Partnerwerks und nicht in Form eines Bezugsvertrags zu einem im voraus fixierten, festen Abnahmepreis.

Zur Belegung der Bedürfnisse werden die üblichen (irreführenden) Axpo-Grafiken gezeigt, die dem Leser den Ausbau von erneuerbaren Energien in Europa verschweigen. Es wird auf den Zuwachs des Verbrauchs und den Wegfall von Atombezügen verwiesen. Weitere Gründe für die Beschaffung In der Botschaft an den Grossen Rat hat die AET wie folgt argumentiert: • Man wisse nicht, welche Ausbau-Beschlüsse beim Kraftwerkspark in der Schweiz getroffen würden. Die AET hätte Schwierigkeiten, sich in einen schweizerischen Nuklearpool zu integrieren, weil sie sich dann mit ihrem direkten Konkurrenten, den grossen Schweizer Stromkonzernen, zusammentun müsste.

• Die Auswahl eines Kohlekraftwerks sei kohärent mit der Priorisierung der erneuerbaren Energien, denn im Moment müsse man sich ergänzend auf diese Option stützen, um die Versorgung zu diversifizieren und um nicht zu sehr von fluktuierenden Marktpreisen abhängig zu werden. • Schon bisher bestünde der grösste Teil der Bandenergie aus dem „Euromix“ und darin bilde die Kohle einen grossen Anteil, der sich in den grösseren Ländern sogar noch erhöhten dürfte. So wird der Eindruck erweckt, es ändere sich gar nichts bei den Bezügen, obschon der Bau eines neuen Kohlekraftwerks ein finanzielles Engagement für Jahrzehnte nach sich zieht, das kaum mehr veräussert werden kann und saubere Alternativen ausschliesst. Risiken des Projekts: Die AET veschweigt dem Grossen Rat einige sehr wichtige Risiken, die mit dieser Gross-Investition einher gehen: • Das Geschäftsmodell des Partnerwerks birgt für die Ersteller wenig Risiken, da sämtliche Kosten – Baukosten, Brennstoffkosten, Betriebskosten – auf die Teilhaber überwälzt werden können. Aus diesem Grund wäre für die AET grösste Vorsicht am Platze. • Die Behauptung, es handle sich um eine einmalige und nicht wiederkehrende Geschäftsgelegenheit ist nicht nachvollziehbar. In Europa gehen jährlich 20000- 25000 MW neue Kapazitäten in Betrieb, davon der grösste und weiter steigende Anteil aus Windenergie. • Die Baukosten in €/kW liegen in der Bandbreite des Üblichen. Die eigentlichen Risiken kommen aus dem bevorstehenden Emissionshandel, der den Betreibern sehr schwer budgetierbare Kosten für CO2-Zertifikate auferlegt. Im Bericht an den Grossen Rat werden gerade diese wichtigen Aspekte ausgelassen: o Die bevorstehenden Kosten der ab 2013 obligatorisch zu erwerbenden CO2- Zertifikate werden nicht kommuniziert und nicht beziffert. Sie lassen sich zum heutigen Zeitpunkt auch schwierig abschätzen, da ihr Preis von den Mengen abhängt, die nachgefragt werden, und von der Zahl der Akteure, die weiter in Kohle investieren. o Je mehr Kohlekraftwerke gebaut werden, desto höher wird der Zertifikatepreis, denn der Zweck des Emissionshandels ist ja, dass die unrentabelsten Werke stillgelegt werden.

o Häufig ist es aber gerade so, dass neue Werke die teuersten Produktionskosten aufweisen, weil sie hoch verschuldet sind. Das heisst: das Risiko ist gross, dass die Gestehungskosten dieses neuen Werks (inkl. Zertifikatepreis) den Marktpreis überschreiten. Fragwürdig ist schliesslich, ob in Italien auch in Zukunft ein überdurchschnittliches Preisniveau besteht, das den Transit von Strom aus Deutschland rentabel macht. Folgende Entwicklung zeichnet sich in Italien ab:

49 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? • In Italien werden grosse neue Zulieferungen von Erdgas und der Ausbau der Gaskraftwerke das Stromangebot erhöhen. Ob sich die angekündigten Atomkraftwerke realisieren, wird sich noch zeigen. • In Italien werden grosse Investitionen in die Windenergie getätigt: dazu gehören auch Windfarmen auf dem Balkan (>Serbien, Kosovo, Albanien), in Nordafrika (Tunesien), wobei für den Import aus diesen Ländern nach italienischem Recht die gleichen Vergütungen gelten wie wenn die Kraftwerke auf dem italienischen Festland stünden.

• Italien hat weiter Einspeisevergütungen für Solarstrom eingeführt. Der Aufbau einer grossen Solarindustrie ist im Gang, mit Fabriken in Italien ebenso wie im Tessin. Diese grossen Investitionen werden tendenziell zu einer Vermehrung des italienischen Stromangebots und zu einem Preisdruck führen, womit die Rentabilität des deutschen Kohlestroms offen ist. Auswirkungen der CO2-Politik der Europäischen Union auf die Kosten von Kohlestrom Die derzeit eingeführte CO2-Abgabe in der Schweiz belastet Erdgas mit 36 Fr./pro Tonne CO2, was 0,648 Rp./kWh Brennstoff entspricht. In Gaskraftwerken mit Standort Schweiz (maximaler Wirkungsgrad 59%) würde die CO2-Abgabe den Strom somit um mindestens 1,1 Rp./kWh verteuern. Die Investitionen in Deutschland und die Importe in die Schweiz sind von der schweizerischen CO2- Abgabe nicht betroffen; hingegen werden die Anlagen in Lünen und/oder Ürdingen vom europäischen Emissionshandel erfasst, ebenso die italienischen Gaskraftwerke.

(Tonnen Kohlenstoff pro TJ Brennstoffinput) Bester Wirkungsgrad 46 Braunkohle 30.6 40% Steinkohle 25.4 40% schweres Heizöl 21.3 35% Diesel / leichtes Heizöl 19.9 35% Benzin 19.4 35% Erdgas 15.0 59% Figur 55 Umrechnungsfaktoren nach CO2-Intensität und Wirkungsgrade 47 Figur 56 Verteuerung des Stroms in Rp./kWh durch unterschiedliche CO2-Kosten Ein Zertifikatepreis von 100 $/Tonne verteuert Strom aus Erdgas um 3,5 Rp./kWh, Kohlestrom um 7,3 Rp./kWh bei Steinkohle und um 9,4 Rp./kWh bei Strom aus Braunkohle. Damit dürfte Kohlestrom definitiv teurer werden als Windstrom.

46 Tony Kaiser (Alstom): Das Potential und die Nutzung von Gas-Kombi-Kraftwerken aus der Sicht der Nachhaltigkeit, 13.9.2007 http://www.forumvera.ch/praesentationen/2007/Gas-Kombi-Kraftwerk_Toni%20Kai ser.pdf 47 Fritsche 1989, zitiert in Excel-Tool für die Berechnung von CO2-Emissionen aus stationärer Verbrennung, www.isi.fraunhofer.de/n/tools/excel-tool-vollversion.xls

50 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Entscheidet sich die AET in einer Situation knapper Zertifikate dafür, die dann unrentable Anlage in Lünen zeitweise stillzulegen, müssen die Fixkosten auf weniger Betriebsstunden verteilt werden, wodurch die spezifischen Kosten pro kWh weiter ansteigen. Fehlende Analyse der Alternativen und ihrer Rentabilität Merkwürdig ist, dass die AET den Zukauf von Windenergie a priori ausschliesst. Derzeit werden pro Jahr zwischen 8000 und 10000 MW Windenergie in Europa neu gebaut, Tendenz steigend. Die AET hätte mit Windenergie ebenfalls die Möglichkeit, • diese Kraftwerke als Partnerwerke zu erwerben und beim Bezug in der Schweiz auf Basis von Gestehungskosten zu vergüten.

• Gleichzeitg bestünde aber auch die Möglichkeit, den Windstrom durch den Standortstaat vergüten zu lassen, sollte sich die Windenergie als teurer erweisen als Strom von der Strombörse. Zu überlegen wäre auch eine im Zeitablauf gestaffelte Strategie: • Wind-Investoren liefern ihren Strom in den ersten Jahren gegen Einspeisevergütungen an die örtlichen Elektrizitätswerke, bis die grössten Schulden abgeschrieben sind. • Danach, besonders wenn eine Absenkung der Einspeisevergütungen am Standort ansteht, werden die Windkontingente am Markt veräussert oder für den Eigenverbrauch bezogen. Dies bedeutet, dass eigene Windfarmen im Ausland dank den Einspeisevergütungen eine „Versicherung gegen hohe Preise an der Börse" darstellen. Steigen die Börsenpreise für Normalstrom, holt man den Windstrom in die Schweiz. Eine Bezugspflicht wie bei einem Kohlekraftwerk besteht hingegen nicht! Solange die Preise auf dem Spotmarkt tiefer sind als die Einspeisevergütungen für Windenergie, wird der Windstrom weiter an den Standortstaat verkauft. Lohnt es sich jedoch eher, den Strom direkt ab Windfarm in die Schweiz zu importieren, kann auch diese Alternative getätigt werden. Mit Windenergie hätte die AET die Möglichkeit einer praktisch risikolosen Expansion der eigenen Stromerzeugung. Bisher wurde diese Möglichkeit aber nicht genutzt oder sichtbar evaluiert.

Andere schweizerische Kraftwerksbetreiber haben allerdings die Gunst der Stunde erkannt. So haben die Bernischen Kraftwerke AG (BKW) mit dem deutschen Windspezialisten juwi ein joint venture abgeschlossen, ebenso in Italien mit Fortore Energia, wobei beide Projekte zusammengenommen eine Leistung von 800 MW erreichen werden bis ca. im Jahr 2015.48 „Bandenergie“ Gegen den Erwerb von Windfarmen könnte man einwenden, dass diese nicht die benötigte Bandenergie liefern. Dagegen ist folgendes festzuhalten: • Windenergie von verschiedenen Standorten in Europa kann zu einem recht ausgeglichenen Erzeugungsprofil führen, das sich ähnlich wie Bandenergie verhält, allerdings mit saisonalen Produktionsspitzen im Winter im Norden und im Sommer im Süden Europas. • Das heisst, es finden relativ kleine Schwankungen in der Produktion statt, nach dem Motto „irgendwo in Europa windet es immer“ – Schwankungen, die zudem sehr präzise (mit 95% Sicherheit) 24 Stunden zuvor prognostiziert werden können!

• Die AET braucht gar nicht unbedingt Bandenergie, sondern sie braucht in erster Linie regelmässig wiederkehrende Fremdenergie für das eigene Netz und die Lieferungen nach Italien. Auch bei den französischen Atombezügen wird nicht während 365 Tagen Bandenergie geliefert, sondern, mit Unterbrüchen, Nachtstrom oder Überschüsse an den Wochenenden (das genaue Leistungsprofil wird nicht publik gemacht). • Gewisse Schwankungen der Lieferungen können von der AET sehr gut dank den eigenen Speicherkraftwerken aufgefangen werden. Dies gilt genauso für die Bedarfsspitzen und Lasttäler auf der Verbraucherseite.

Wichtig in diesem Zusammenhang ist zu erkennen, dass bei der Windenergie die Produktionsspitze im Winter und bei der Sonnenenergie die Produktionsspitze im Sommer liegt. Je nach eigenem Bedarfsprofil müsste die AET also nicht nur in Windenergie investieren, sondern könnte bei gleichen Überlegungen auch Investitionen in Sonnenenergie tätigen, die durch Einspeisevergütungen finanziell abgesichert ist. 48 Windpower Monthly, August 2009 Seite 28

51 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Bereits haben einige Stadtwerke in der Schweiz (EBL und IWB in der Region Basel) Beteiligungen an solarthermischen Kraftwerken erworben. In Spanien gibt es für diese Anlagen kostendeckende Vergütungen, wobei es dem Investor freisteht, die Strommengen an den [spanischen] Staat zu verkaufen oder sie später selber über das europäische Hochspannungsnetz zu beziehen. Fazit Der in der Schweiz von den Stromkonzernen eingeschlagene Weg, in Kohlekraftwerke oder Atomkraftwerke zu investieren, erweist sich ökonomischen, ökologischen und rechtlichen Aspekten als ausserordentlich fragwürdig.

Die bereits beschlossenen rechtlichen Veränderungen im europäischen Strombinnenmarkt werden sich finanziell direkt auf die Rentabilität des Kohlekraftwerks auswirken: • Obligatorischer, starker Zubau von erneuerbaren Energien • Verteuerung der CO2-Emissionen und dadurch Verteuerung des Kohlestroms in einer Bandbreite zwischen 2-3 Rappen pro kWh bis zu 7-9 Rappen pro kWh. • Ausbau der Netze • Weitere Verbilligung der Windenergie Die finanziellen Risiken sind deshalb hoch und die negativen ökologischen Auswirkungen hinlänglich bekannt. Durch den Ausbau der Wind- und Solarenergie verändern sich auch die Verfügbarkeiten von billigem Strom und die Marktchancen von Bandenergie aus Atom- und Kohle-Kraftwerken radikal: • Der steigende Marktanteil der europäischen Windenergie wird bei starkem Wind für sehr tiefe Preise sorgen. Dieser Zusammenhang ist wissenschaftlich in zahlreichen Studien verlässlich nachgewiesen und wird sich in Zukunft noch verstärken.49 • Ein Überschuss an „Bandenergie“ aus teuren, nicht regelbaren, neuen Atom- und Kohle- Kraftwerken wird unter diesen Gegebenheiten zur finanziellen Belastung. Die Kunden werden sowieso zur billigeren Windenergie abwandern! Und neue Kohlekraftwerke sind besonders gefährdet, weil sie am höchsten verschuldet sind.

Gefragt ist für die Zukunft nicht neue Bandenergie, sondern Strom aus sauberen, erneuerbaren Energien kombiniert mit flexiblen Speichern, die sich den fluktuierenden Nachfrage- und Angebotsveränderungen anpassen können. Die Speicherkraftwerke der AET sind in diesem Umfeld hervorragend positioniert, und ein Ausbau der Leistung wäre zu prüfen. Neue Atomkraftwerke und Kohlekraftwerke mit Bandenergie sind es nicht. Die Wasserkraft wird für die Bereitstellung von Spitzen- und Regelenergie immer wichtiger und der Ausbau der Pumpspeicher erweist sich als sinnvoll.

Wenn es – was unbestritten ist – einen Ersatzbedarf für die auslaufenden Atombeteiligungen und den wachsenden Verbrauch gibt, dann ist es unverständlich, weshalb die AET die interessanten Optionen mit erneuerbaren Energien nicht konkretisiert. Die Hauptcharakteristika von Wind, Sonne und Geothermie sind • gratis Primärenergie • Unerschöpflichkeit, • weltweite Verfügbarkeit • sinkende Nutzungskosten. Ein Portfolio von geographisch gut verteilten Windfarmen ist zusammen mit der Wasserkraft durchaus in der Lage, eine sichere und gut prognostizierbare Stromproduktion zu leisten. Dazu kommt, dass die Kosten der erneuerbaren Energien stetig sinken (Figur 57), die wettbewerbsfähigen Potentiale laufend grösser werden und die Netzanbindung europaweit kostengünstig und koordiniert erfolgt.

49 “High winds slash Spanish energy prices”, Giles Tremlett guardian.co.uk, Monday 9 February 2009, siehe auch: Bode, Sven: On the impact of renewable energy support schemes on power prices, HWWI Research Paper 4-7, Hamburg 2006; Poul Eric Morthorst: market impacts of wind integration, EWEC conference paper Milan 2007 and Rune Moesgaard and Poul Erik Morthorst: The effect of wind power on spot market prices, Danish Wind Industry Association – Risoe/DTU EWEC 2007

52 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Figur 57 Kostensenkungen bei der Herstellung von Windturbinen50 Figur 58 Effizienz von Übertragungsleitungen mit Gleichstrom51 Andere ehemalige Atomkonzerne haben sich auf den Atomausstieg eingestellt, wie das Beispiel der Energie Baden-Württemberg (EnBW) zeigt: Der Stromerzeuger Energie Baden-Württemberg (EnBW) mit 16 Mrd. Euro Umsatz investiert allein bis 2011 über fünf Milliarden Euro in erneuerbare Energien (1200 MW Wind offshore und 2000 MW onshore)52 .

Figur 59 Finanzierungsverlauf von Kraftwerken mit erneuerbaren Energien (eigene Grafik) Die erneuerbaren Energien arbeiten mit hohen Einstiegskosten zu Beginn (Kapitalbeschaffung, Zinsen, Amortisation). Sind die Abschreibungen nach 15 bis 20 Jahren getätigt und ist das Fremdkapital getilgt, folgt für die Investoren das Goldene Ende. Kann das Wasser-, Wind- oder Solarkraftwerk über die reguläre Abschreibungsfrist hinaus weiter betrieben werden, entstehen während Jahren oder Jahrzehnten hohe Gewinne. Die Finanzierungskosten fallen dann weg, Brennstoffkosten entstehen keine und die variablen Kosten umfassen lediglich Betrieb und Unterhalt. Ein Entsorgungsproblem mit Kostenfolgen besteht bei erneuerbaren Energien ebenfalls nicht, ebenso wenig gibt es CO2-Emissionen oder langlebige Abfälle. Windkraftwerke werden heute auf 15 bis 20 Jahre kalkuliert und finanziert, laufen aber häufig länger als 20 Jahre Ausgaben von heute bringen Verbilligungen von morgen. Von der Wasserkraft wissen wir: Sind die Werke einmal abgeschrieben, liefern sie Strom zu variablen Kosten. Damit entstehen hohe Gewinnbeiträge, man spricht vom „Goldenen Ende“ der Kraftwerke. Dies gilt auch für andere Infrastrukturen mit kostenlosen Primärenergien: Bei Sonnenkollektoren, Windturbinen, Nahwärmenetzen und Stromnetzen kann die technische Lebenserwartung die kaufmännischen 50 Grafik Bundesverband Windenergie 51 Asplund/Normark 2007 a.a.O. 52 http://www.iwr.de/news.php?id=14151

53 Beteiligung der AET an neuen Kohlekraftwerken? Abschreibungsfristen weit übersteigen, was zu hohen Renditen führt (Figur 59).53 Erneuerbare Energien verbessern die Versorgungssicherheit senken die Kosten. dies gilt selbst dann, wenn die Netzverbindungen stark ausgebaut werden. Gunnar Asplund, Cheftechniker bei ABB und Bo Normark schreiben dazu: “Some years back, the vision of a renewable energy system as the one described here would have been technically and economically unthinkable. But the dramatic development of renewable generation together with the development of new transmission technologies now makes it technically within reach and economically attractive.

Already today it is quite possible to transmit power in the order of 6000 MW per line over a distance from Sahara to central and even northern Europe. To transmit 700 TWh would need a transmission capacity of around 150 GW. This means that around 25 lines would be needed at a total cost (European conditions) of around 60 billion EUR or approx 0,5 Eurocent/KWh.”54 53 Dies gilt eher nicht für die ganz jungen Techniken, welche noch nicht voll ausgereift sind. 54 Gunnar Asplund, Bo Normark: ELECTRICITY TRANSMISSION - The missing links towards a sustainable climate

54 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland 9. Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland In der Botschaft der AET an den Grossen Rat wird behauptet, die rot-grüne Regierung wolle die Atomenergie durch Kohlekraft ersetzen. Dabei wird jedoch übersehen, dass die Atomenergie real nicht durch Kohle, sondern durch erneuerbare Energien ersetzt werden, deren Anteil sich in Deutschland gemäss dem Branchenverband Bundesverband Erneuerbare Energien (BEE) von 3 % im Jahre 1990 auf 47 % im Jahre 2020 erhöhen wird.55 Neuere Schätzungen gehen davon aus, dass allein die Windenergie bis 2020 50% des Bedarfs decken kann.56 Figur 60 Stromerzeugung aus Windenergie: Einspeisevergütungen seit 1991 Figur 61 Stromerzeugung aus Biomasse: Einspeisevergütungen seit 1998 Figur 62 Stromerzeugung aus Solarenergie: ungedeckelte Einspeisevergütungen seit 2004 Figur 63 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 1990-2007 mehr als vervierfacht Unter diesen Umständen bleibt auch zu fragen, weshalb ausgerechnet schweizerische Investoren für die Finanzierung neuer Kohlekraftwerke herangezogen werden, während die grossen deutschen Anbieter verstärkt in erneuerbare Energien investieren?

In der Bundesrepublik Deutschland sind seit 1991 Einspeisevergütungen für Strom aus Wind, Biomasse, Photovoltaik, Geothermie und Wasserkraft in Kraft. Der letzte vorhandene Vergütungs- Deckel (Photovoltaik) wurde im Jahre 2004 beseitigt. Seither wird unbeschränkt jede kWh aus erneuerbaren Energien zu einem festen Mindestpreis vergütet – eine Vergütung, die allerdings für Neuanlagen jährlich um 1 % bis 10 % (je nach Technologie) abgesenkt wird. 55 BEE (Bundesverband Erneuerbare Energien): Stromversorgung 2020, Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Strom- Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche, Berlin 2009 56 http://www.focus.de/panorama/vermischtes/windkraftindustrie-forderung-nach- mehr-engagement-von- sueddeutschen-laendern_aid_424741.html

55 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Inzwischen (Stand Ende 2008) hat sich der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung gegenüber 1990 von 3% auf 15 % verfünffacht. Bis zum Jahre 2020 wird eine Steigerung auf 47 ! ) erwartet, doch bisher wurden die Prognosen von der realen Entwicklung stets überschritten. Es könnten deshalb bis 2020 auch zu 70 oder 90% erneuerbare Energien im deutschen Stromnetz sein. TWh 1990 2000 2005 2007 2010 2020 2020 % Wind onshore 0.04 7.5 26.5 39.7 53.6 112 19% Wind offshore 0 0 0 0 0.9 37 6% Biogas, Biomasse, biogener Abfall Klärgas 1.4 2.2 13.5 24.8 30.8 54.3 9% PV 0.001 0.04 1.3 3 6.9 39.5 7% Wasserkraft 17 24 21.5 20.7 23.1 31.9 5% Geothermie 0 0 0.0002 0.004 0.2 3.8 1% total erneuerbar 18.44 33.74 62.80 88.20 115.50 278.50 47% nichterneuerbar 523.94 501.82 549.20 528.80 504.50 316.50 53% Bruttostromprod uktion 542.38 535.56 612 617 620 595 100% Figur 64 Stromerzeugung in Deutschland 1990-200757 , Ausblick bis 202058 Von den voraussichtlich 47 % erneuerbaren Energien im Stromnetz werden nur 5 Prozentpunkte aus Wasserkraft stammen, während 42 Prozentpunkte aus Wind, Sonne, Biomasse und Geothermie erwartet werden. Die Photovoltaik, so die Branchenschätzung des BEE, wird die Wasserkraft schon vor 2020 überholen und 7 % des Stromverbrauchs decken.

Zur wohlwollenden Haltung gegenüber den neuen erneuerbaren Energien hat nicht nur der Umweltgedanke beigetragen, sondern die Angst vor Versorgungslücken. Dazu kommt allerdings der sog. Merit-order-Effekt, wonach die Windenergie die Grosshandelspreise über den gesamten Stromverbrauch verbilligt. Der konventionelle Strom ist in den letzten Jahren immer teurer geworden (Figur 65). Die Notierungen des SWEP (Swiss Electricity Price Index) stiegen von durchschnittlich 3.4 Rp./kWh im Jahre 1998 auf 14.5 Rp./kWh im Jahre 2008. Im Jahre 2006 wurde zum ersten Mal eine Gesamtverbilligung durch erneuerbare Energien wissenschaftlich registriert: „Für das Jahr 2006 ist die Summe aus Marktwert und Merit-Order-Effekt sogar höher als die gesamte EEG-Vergütungssumme”, heisst es in einem Gutachten von Ökonomen.59 Die Kosten der sogenannten EEG-Umlage – als die Mehrkosten aller Einspeisevergütungen für erneuerbare Energien umgelegt auf die Konsumenten – betrugen damals 0.8 €-Cents/kWh oder 3,3 Mrd. Euro bei rund 420 TWh EEG-pflichtigem Verbrauch. Die Ersparnisse dank den Einspeisevergütungen werden auf 4,98 Milliarden Euro beziffert. Übers Ganze gesehen, so das Gutachten des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, verbilligten die erneuerbaren Energien den deutschen Strom während des ganzen Jahres 2006 um 0,783 Eurocents pro kWh.

57 BMU: Erneuerbare Energien in Zahlen, Berlin 2008 58 Bundesverband Erneuerbare Energien BEE: Stromversorgung 2020, Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Strom- Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche, Berlin 2009 59 In Frank Sensfuß, Mario Ragwitz: Analyse des Preiseffektes der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf die Börsenpreise im deutschen Stromhandel -Analyse für das Jahr 2006- Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das Bundesministerium für Umwelt,Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), p. 14, siehe auch: Bode, Sven: On the impact of renewable energy support schemes on power prices, HWWI Research Paper 4-7, Hamburg 2006 http://www.hwwi.de/Publikationen_Einzel.5118.0.html?&tx_wilpubdb_pi1[public ation_id]=290&tx_wilpubdb_pi1[back]=50&cHash=e38b4 c498f

56 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Figur 65 Swiss electricity price index 1998-2009 (ohne Netzgebühr) Figur 66 Strompreis Swissix an der deutschen Strombörse 2008 (ohne Netzgebühr) Im Jahre 1990 lagen die Gestehungskosten und die Einspeisevergütungen für Windenergie bei umgerechnet 20 €-Cents/kWh (ca. 30 Rp./kWh). Seither konnten die Vergütungen immer wieder gesenkt werden. Im Jahre 2009 gilt eine Anfangsvergütung von 9,2 €-Cents/kWh und eine Grundvergütung von 5,02 €-Cents/kWh (Grundvergütung = Vergütung für Anlagen ab frühestens fünf Jahren Betriebszeit, abhängig von der Produktivität des Standorts).

Inzwischen ist Windstrom so kostengünstig geworden, dass die Grundvergütung von 5 €-Cents/kWh für ältere Anlagen häufig unter dem Marktpreis liegt (Figur 66). Für diese Anlagen können die Betreiber Monat für Monat selber entscheiden, ob sie den Strom lieber direkt vermarkten. Figur 67 Kostenentwicklung Windenergie: minus 47 Prozent 1990-200460 Figur 68 tieferer Spotpreis (rot) am deutschen Strommarkt bei windigem Wetter61 Als Folge der Finanzkrise reduzierten sich im Jahre 2009 auch die europäischen Strompreise. Gleichzeitig kam es aber zu einem Rückgang der Preise für neue Windturbinen. Die Position der Windenergie im Wettbewerb hat sich dadurch eher noch verbessert.

Offshore Wind – Wachstumsmarkt und Chance für die Schweiz? Eine besondere Bedeutung für die Zukunft hat die offshore-Technologie. Sie erweitert die Potentiale zur Stromerzeugung mit Windenergie in Europa um ein Vielfaches und wird im nächsten Jahrzehnt zu einem nochmals beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien führen. 60 Effizienz der Windenergie, Auszug aus: Windenergie Report Deutschland 2005, erstellt vom Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) im Auftrag des BMU, Sonderdruck des Bundesverbandes WindEnergie, Berlin 2006 61 Poul Eric Morthorst: market impacts of wind integration, EWEC conference paper Milan 2007 and Rune Moesgaard and Poul Erik Morthorst: The effect of wind power on spot market prices, Danish Wind Industry Association – Risoe/DTU EWEC 2007 100 200 300 400 500 600 700 800 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Ho ur of the da y D K K /M W h No wind (

57 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Projektname Land Leistung Turbinen Turbinentyp Küstendist. km Tiefe m] Start Vindeby DK 4.95 11 Bonus (fixed speed, stall regulated) 2,5 3‐5 1991 Lely NL 2 4 Ned Wind 0,75 5‐10 1994 Tunø Knob DK 5 10 Vestas 6 0,8‐4 1995 Irene Vorrink (Dronten) NL 16.8 28 NordTank 0,02 2 1996 Bockstigen‐Valor SE 2.5 5 Windworld 3 6 1996 Blyth UK 4 2 Vestas 0,8 6‐11 1998 Utgrunden SE 10 7 GE (ehemals Enron Wind) 8 7‐10 2000 Middelgrunden DK 40 20 Bonus 2MW 3 5‐10 2001 Yttre Stengrund SE 10 5 NEG‐Micon 2MW 5 6‐10 2001 Frederikshavn DK 10.6 4 2xV90, Bonus 2.3, N90 0,8 4 2002 Horns Rev DK 160 80 Vestas V80 14‐20 6‐12 2002 Nysted DK 165.6 72 Bonus 2,3 MW 6 5‐9,5 2003 Samsø DK 23 10 Bonus 2,3 MW 3,5 20 2003 Arklow Bank Wind Park IRL 25 7 GE 3.6 MW offshore 10 2‐5 2003 North Hoyle UK 60 30 Vestas V80 6 12 2003 Ronland DK 17.2 8 4 x Vestas V 80 / 2.000 4 x Bonus 82 / 2.3 3 2004 Hokkaido JP 1.2 2 2 * Vestas V 47 0,005 2004 Scroby Sands UK 60 30 Vestas V80 2 MW 2,5 4‐8 2004 Kentish Flats UK 90 30 Vestas V90 5 2005 Egmond aan Zee NL 108 36 Vestas / V 90 ‐ 3.000 10 18‐20 2006 Barrow UK 90 30 Vestas V90 3 MW 7 15 2006 Kemi Ajos phase 1 FIN 9 3 WinWinD 3 MW

58 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Geplante Offshore-Windfarmen in deutschen Gewässern63 Projektname Anz. Anlagen: Erste Baustufe/ Endausbau Gesamtleistung [MW] Küsten‐ entfernung [km] Wassertiefe [m] Status ENOVA Offshore Ems‐Emden 1 4.5

59 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Uthland 80/80 400 49 25 Planung Veja Mate 80 400 ca. 85 k.A. Planung VentoTec Nord I 50/200 600 132 41 Planung VentoTec Nord II 50/200 600 104 41 Planung Weiße Bank 80/170 595 83 k.A. Planung Rostock 39814 2.5 0.5 2 in Betrieb Arkona Becken Südost 80/201 1005 35 21‐38 genehmigt Baltic I 21 57.5 15 15‐19 im Bau GEOFReE 5 25 ca. 20 20 genehmigt Kriegers Flak 80/80 321 31 20‐35 im Bau Ventotec Ost 2 80/200 600 35 29‐41 genehmigt Adlergrund Nordkap 31 111.6‐155 36 36‐41 Planung Arcadis Ost 1 70 350 17 41‐46 Planung ArconaSee Süd 80 k.A. 22 k.A. Planung BalticEagle 80 480 30 41‐44 Planung Beltsee 25/59‐83 415 9 25‐36 Planung SKY 2000 50 150 13 21 Planung Der Vorteil der offshore Windfarmen liegt in der rund doppelt so hohen Verfügbarkeit der Winde mit vergleichsweise doppelt so langen Laufzeiten wie zu Lande (Figur 72). Dies rechtfertigt die zur Zeit noch deutlich höheren Kosten, welche sich, wie bei der offshore-Ölförderung, im nächsten Jahrzehnt halbieren dürften.

Figur 72 offshore-Windanlagen (blau) laufen öfter und länger als Anlagen auf dem Lande (rot) Figur 73 Gleichstromverbindungen sorgen für effiziente und unsichtbare Netzanbindung Inzwischen wird intensiv über eine Verknüpfung von Windfarmen und solarthermischen Kraftwerken in den Halbwüsten Süd-Europas und Nordafrikas nachgedacht. Dabei sollte allerdings nicht vergessen werden, dass auch die Dächer in unseren Breitengraden interessante Erträge versprechen, und dies zu stetig sinkenden Kosten.

Eine Fixierung auf exotische ferne Lösungen wäre deshalb falsch. Die geographische Lage des Tessins an der Grenze zu Italien ist so interessant, dass eine Verknüpfung von Wind- und Solarenergie mit den bestehenden Speicher-Kraftwerken grosse Erträge verspricht. Die Integration von Windenergie, Solarenergie und Wasserkraft führt zu einer vermehrten Unabhängigkeit der Stromversorgung von Wetter-Gegebenheiten, denn Wind und Sonne ergänzen sich Jahres- und tageszeitlich recht gut. Wasserkraft und Biomasse spielen die Rolle eines „Jokers“. Die Verknüpfung dieser unterschiedlichen Ressourcen inkl. Speichertechnologien erfordert aber einen europaweiten Netzausbau (Figur 73).

60 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Figur 74 Unterirdische, gasisolierte Wechselstromleitung von Siemens, Palexpo-Gelände bei Genf, 220 kV Figur 75 Gleichstromleitung Oregon-Kalifornien (3000 MW, 1359 km) links im Bild, rechts im selben Bild eine klassische Wechselstromleitung 64 Figur 76 (rechts) Erdverlegte gasisolierte Gleichstromleitungen (Bild Siemens)65 Die Verstärkung der Netze verbessert gleichzeitig die Rahmenbedingungen: • für mehr Wettbewerb, • mehr Versorgungssicherheit und • mehr erneuerbare Energien in besonders produktiven Zonen. Dabei sollten moderne Netztechniken Anwendung finden. Gleichstromleitungen verursachen keinen Elektrosmog. Sie verursachen zudem viel geringere Verluste (3-4% auf 1000 km) als Leitungen mit Wechselstrom. Gleichstromleitungen kommen auf grosse Distanzen und zur Anbindung von offshore- Windfarmen zum Einsatz. In der Schweiz würden sie sich vornehmlich für den internationalen Stromtransfer eignen (100 km Länge und mehr), nicht aber für kurze örtliche Verbindungen. In landschaftlich wertvollen und bevölkerungsdichten Gebieten sollten alle Stromnetze – Gleichstrom und Wechselstrom – vermehrt in den Boden verlegt werden. Dies ist technisch möglich, verursacht aber bei Leitungen hoher Spannung (220 und 380 kV) Mehrkosten. Diese Mehrkosten reduzieren, sich, wenn der Strom über weite Strecken transportiert wird, was sich bei einem integrierten europäischen Versorgungssystem mit erneuerbaren Energien abzeichnet. 64 Bild aus: Synapse Energy Economics, Transmitting 4,000 MW of New Windpower from North Dakota to Chicago: New HVDC Electric Lines or Hydrogen Pipeline (2002). Bildbeschrieb: “Left powerline: The Pacific Direct Current Intertie (PDCI), near Bishop, CA. HVDC, 3,000 MW - 500 kv bipole, 846 miles from Celilo, at The Dalles Dam, OR to Sylmar (NW Los Angeles, CA). Commissioned in 1970 as 1,500 MW line. The right powerline is conventional high voltage AC.” 65 http://www.ptd.siemens.de/artikel0406.html

61 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Wind Farm online Wind Farm genehmigt Wind Farm noch nicht genehmigt (Stand 2008) Kabel online Kabel genehmigt Kabel geplant Windzone mit Vorrang Figur 77 deutsche offshore Projekte Nordsee Figur 78 deutsche offshore Projekte Ostsee Figur 79 Britische Vorrang-Windzonen (Round 3)66 Figur 80 Schätzung der jährlichen offshore-Wind-Installationen in Europa67 Viele EU-Mitgliedstaaten schaffen für den Ausbau der erneuerbaren Energien Vorrangzonen. Solche „Erneuerbare-Energien-Zonen“ für Windfarmen wurden inzwischen von Grossbritannien (Round 1-3), von Deutschland und anderen Ländern (China, USA/Texas) geschaffen. Sie sind allein in Grossbritannien und Deutschland so gross konzipiert, dass eine Leistung von 100 GW Windenergie offshore gebaut werden kann – genug um 50 Atomkraftwerke vom Typ „Gösgen“ zu ersetzen. Schon 66 Windpower Monthly Magazine October 2008 67 WEF: Green Investing, Towards a Clean Energy Infrastructure, World Economic Forum January 2009

62 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland ab 2011 wird mit einem Zubau von rund 7 GW pro Jahr gerechnet, womit pro Quartal ungeführ ein Atomkraftwerk vom Typ Gösgen ersetzt werden wird. Offshore Windzonen sind in vielen weiteren Ländern in Entwicklung, die als Partner für Schweizer Beteiligungen in Frage kommen: Holland, Belgien, Frankreich, Irland, Portugal, Spanien, Italien, Skandinavien und die baltischen Ländern wollen alle die Meeresenergie erschliessen. Die Produktivität auf dem Meer (mit 3500-4500 Voll-Laststunden pro Jahr) ist doppelt so hoch wie zu Lande (1500-2500 Voll-Laststunden).

Figur 81 Offshore Windressourcen Europa Inzwischen haben immer mehr Regierungen realisiert, dass die Windenergie alleine den Welt- Strombedarf mehrfach decken kann (Figur 81) und dass diese Ressource billiger sein wird als Strom aus Kohle, Gas und Atomkraftwerken. Die EU-Beschlüsse mit einem obligatorischen Ausbau der erneuerbaren Energien werden zur Folge haben, dass zwischen 2010 und 2020 schätzungsweise 80 bis 90 Prozent aller neuen Kraftwerke auf erneuerbaren Energien basieren werden. Die immer wieder verkündete Atomrenaissance wird wenig Erfolg haben. Die Zahl der Atomkraftwerke und der Marktanteil der Atomenergie werden sich weiter rückläufig entwickeln. Der rasche Ausbau der erneuerbaren Energien beschränkt sich im übrigen keineswegs auf Windenergie, obschon sie heute die wirtschaftlichste Option ist. Starkes Wachstum stellte sich in den Bereichen Solarenergie, Biomasse und Energieeffizienz ein, wo immer die richtigen gesetzlichen Vorgaben wirksam werden.

Immerhin ist festzuhalten, dass die EEA bei der Windenergie Gestehungskosten von unter 5 Rp./kWh in weiten Gebieten Europas prognostiziert. Es wird deshalb für die anderen Techniken schwierig sein, die Windenergie preislich zu unterbieten. Ihr Vorteile liegen auf anderen Gebieten: Verfügbarkeit an heissen sonnenreichen Tagen (Solarenergie) oder gespeicherte Energie für tägliche Bedarfsspitzen (Wasserkraft, Biomasse).

63 Ein Blick auf die Entwicklung in Deutschland Figur 82 Kosten der Windenergie in Europa, 2020 und 2030 (EEA 2009)

64 Die 20-20-20-Strategie der Europäischen Union Anhang: weitere Materialien zur Umstellung auf erneuerbare Energien 10. Die 20-20-20-Strategie der Europäischen Union Die Europäische Union hat im Dezember 2008 verbindliche Massnahmen für den Klimaschutz und die erneuerbaren Energien verabschiedet. Eine wichtige Rolle spielten dabei die Ausbau-Erfolge in den letzten 10 Jahren, aber auch die gestiegenen Ölpreise und die Versorgungsrisiken der russischen Erdgaslieferungen. Figur 83 EU-Ziele über den Anteil der erneuerbaren Energien am Energieverbrauch bis 2020 Figur 84 erwarteter Anstieg der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bis 2020 (Branchen-Schätzung EREC) Die 20-20-20 Strategie steht in der Tradition der bereits im Jahre 2001 beschlossenen Richtlinie, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung von 13,9 auf 22 % zu steigern. Die 20-20- 20-Strategie vom Dezember 2008 beschlägt aber nicht bloss die Stromerzeugung, sondern den Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch. Sie beinhaltet konkret: • Reduktion der Treibhausgasemissionen um 20 Prozent, • Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien am Energieverbrauch auf 20 Prozent (Figur 83) • Verbesserung der Energieeffizienz um 20 Prozent.

Das Paket enthält die Absichtserklärung, die CO2-Reduktionen auf 30 Prozent zu erhöhen, sofern ein für die EU zufrieden stellendes internationales Klimaschutzübereinkommen vereinbart werden kann. Erneuerbare Energien Die Richtlinie gibt ein rechtlich verbindliches Ziel (20%) für den Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien am Endverbrauch vor. Das Ziel gilt für jeden einzelnen Mitgliedstaat, wobei durch einen Kooperationsmechanismus die Möglichkeit geschaffen wird, mit anderen Mitgliedstaaten zusammen

65 Die 20-20-20-Strategie der Europäischen Union zu arbeiten. Es können zum Beispiel wechselseitige Beteiligungen an Kraftwerken in Partnerländern für die Zielerreichung im eigenen Land herangezogen werden. Anstelle der bisher nationalen CO2-Ziele gilt ab 2013 EU-weit ein Emissions-Plafond, der bis 2020 schrittweise um 21% abgesenkt wird. Die Emissionsrechte werden verstärkt auktioniert. Es besteht ein Ausgleichsmechanismus, der vor allem den neuen Mitgliedstaaten in Osteuropa eine verzögerte Anpassung ermöglicht. Ab 2013 werden alle Stromversorgungsunternehmen in Westeuropa ihre Emissionsrechte ersteigern müssen.

Das revidierte Emissionshandelssystem ermöglicht die Anrechnung von Emissionsgutschriften von ausserhalb der EU. Ihr Beitrag kann jedoch nicht mehr als die Hälfte des Reduktionsziels ausmachen, maximal also 10 Prozent. Die EU will Emissionsstandards für neue Personenwagen festlegen. Die neue Gesetzgebung sieht vor, dass die Neuwagenflotte zwischen 2012 und 2015 auf 120 Gramm CO2 pro km gesenkt wird. Langfristig, d.h. bis 2020 soll die Reduktion bis 95 Gramm weitergeführt werden. Weil die Anteile der erneuerbaren Energien im Verkehrsbereich schwieriger zu steigern sind (die neusten Beschlüsse erlauben allerdings eine Zielanrechnung von erneuerbaren Energien im Bahnverkehr) und weil es sich als immer fragwürdiger erweist, Agrotreibstoffe zu verwenden, werden die Zielbeiträge in den Bereichen Wärme/Industrie und Stromerzeugung grösser ausfallen müssen als 20%.

Nach Berechnungen des Branchenverbands EREC wird die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien deshalb von 16 auf gegen 40 Prozent im Jahre 2020 ansteigen. Den grössten Beitrag dabei leistet die Windenergie (Figur 84). Als Fazit der neuen europäischen Richtlinien bleibt: • Nur ein kleiner Teil der Wirtschaft kann sich den CO2-Reduktionen weiter entziehen. • Die Vermeidungstechniken für CO2-Emissionen (zB. mittels CCS) erweisen sich als zunehmend höher als die Kosten für Strom aus erneuerbaren Energien. • Der Stromsektor wird deshalb, wenn er weiter auf Kohle setzt, seine CO2-Emissionen immer teurer bezahlen müssen.

• Auch die Rohstoffpreise für Öl, Gas, Kohle und Uran steigen an. Deshalb investieren viele Marktteilnehmer von sich aus in die unerschöpflichen, erneuerbaren Energien. • Investitionen in Energieeffizienz werden rentabler als früher. Hier eröffnen sich ebenfalls grosse Geschäftsgelegenheiten, etwa mit Gebäudesanierungen, Neubauten, und neuartigen Fahrzeugen (Steckdosen-Hybride betrieben mit Strom aus erneuerbaren Energien). Das 20%-Ziel für erneuerbare Energien bedeutet vor allem: Der Marktzugang kann den neuen erneuerbaren Technologien nicht länger verwehrt werden. Stromnetze müssen angepasst und bei Bedarf ausgebaut werden. Der Beitrag der erneuerbaren Energien zur Versorgungssicherheit hat endlich Anerkennung gefunden. Die Gefahr, dass die so erfolgreichen Einspeisevergütungen ordnungsrechtlich oder gerichtlich von neoliberalen Dogmatikern verboten werden, ist auf Jahre hinaus gebannt.

Der Wandel ist bemerkenswert. Noch bis vor einiger Zeit äusserte sich die EU-Kommission kritisch gegenüber Einspeisevergütungen und wollte EU-weit Quoten durchsetzen – ein System, das ebenso teuer wie einseitig wirkt und die nationalstaatliche Anstrengungen unterlaufen hätte.68 Erneuerbare Energien, gefördert durch Einspeisevergütungen der EU-Mitgliedsländer, haben in Europa bisher den grössten Einzelbeitrag zur Reduktion von Treibhausgasen geleistet. Sie waren damit weit erfolgreicher als der Emissionshandel. Für die Konsumenten erwies sich der Emissionshandel viel teurer als die Einspeisevergütungen, denn die Stromkonzerne durften die Strompreise für CO2-Zertifikate erhöhen, für die sie bisher wenig oder nichts bezahlen mussten. 68 Das Problem bei Quoten und Zertifikaten besteht darin, dass sich alle Anstrengungen auf die billigste Technologie ausrichten (in der Schweiz: Grosswasserkraft) und dass die noch etwas teureren Techniken oder Kraftwerke an „zweitklassigen“ Standorten nicht entwickelt werden können. Bei einem einheitlichen Zertifikatepreis kommt es zudem zu hohen Mitnahmeeffekten, weil die „billigen“ Standorte gleich viel Entschädigung erhalten wie Standorte mit teureren Gestehungskosten. Siehe dazu „wind power in context“ Seite 31-33 http://www.energywatchgroup.org/fileadmin/global/pdf/2009-01_Wind_Power_Rep ort.pdf

66 Negative Erfahrungen mit neuen Atomkraftwerken 11. Negative Erfahrungen mit neuen Atomkraftwerken Atomenergie ist weder einheimisch noch erneuerbar und deshalb qua Verfassung nicht förderungswürdig. Die Risikokosten (Unfälle, Anschläge, Abfallentsorgungskosten nach 2070) sind nicht internalisiert. Die Betreiber geniessen eine Haftungsbeschränkung, die sich auf bloss 2,25 Milliarden Franken beziffert. Atommüll belastet die nachfolgenden Generationen. Der Neubau eines EPR in Finnland verzeichnet hohe Bauzeit- und Baukostenüberschreitungen. Mit Investitionskosten von ca. 6 Milliarden Euro bzw. 10 Milliarden Franken (4 Euro/Watt, Schätzung von Eon-Chef Bernotat69 ) ist Atomstrom nicht kostengünstiger als das entsprechende Strom-Äquivalent aus einem geographisch diversifizierten, europäischen Wind-Portfolio (Investitionen von 1 Euro/Watt, Kapazitätsfaktor 0,25). Gerade bei den langfristig wichtigen Betriebskosten schwingt die Windenergie obenaus. Wie anders wäre der Boom bei den erneuerbaren Energien sonst zu erklären? Beim Bau eines schweizerischen Reaktors werden nicht mehr – wie in Finnland – die französischen Steuerzahler die Kostenüberschreitungen tragen. Die Staatsgarantie leistet vielmehr die Zürcher Steuerzahler und jene der anderen Kantone im Konsortium. Dazu wird in den Jahrzehnten mit hohen Gewinnverzichten operiert.

Wie zu Monopolzeiten sind manche Stromkonzerne gewillt, hohe Quersubventionen aus der Wasserkraft für neue Atomkraftwerke zu leisten. Allerdings werden viele Wasserkraftwerke wegen des Heimfalls nur noch während beschränkter Frist als Subventionsgeber zur Verfügung stehen. Im Zuge der Liberalisierung werden die Gebirgskantone zunehmend marktorientierte Entschädigungen verlangen oder den Heimfall an den eigenen Kanton durchsetzen. Im offenen Markt kann der Kanton Zürich die anfänglich hohen Mehrkosten neuer Atomanlagen nicht mehr fraglos auf die Kunden überwälzen. All dies führt zu kommerziellen Risiken, die nicht abgegolten sind und von privaten Investoren niemals getragen würden.

• Ein erhebliches kommerzielles Risiko ergibt sich durch die langen Bauzeiten, die hohen Kosten und die notorischen Kostenüberschreitungen von neuen Atomkraftwerken. Nach den Erfahrungen in Finnland müsste die Atomlobby ihre Kostenschätzungen von 6 Rappen/kWh mindestens verdoppeln. In den ersten 20 Jahren ab Inbetriebnahme ist es unmöglich zu 5-6 Rappen pro kWh Atomstrom zu erzeugen, wie die Atomlobby dies dem Publikum vorgaukelt. • Der Uranpreis hat sich in den vergangenen Jahren vervielfacht. Nach Ansicht der Energy Watch Group und der IEA besteht auch beim Uran ein grosses latentes Versorgungsrisiko.70 Die von der Axpo hervorgehobene Möglichkeit einer Wiederaufarbeitung von abgebranntem Uran ist einem Moratorium unterstellt. Anlagen im Ausland, die diese Technologien betreiben, arbeiten defizitär (Thorpe/GB) und sind wegen zu hohen radioaktiven Dosen in Verruf geraten. Figur 85 Energy Watch Group: Versorgungslücke beim Uran Figur 86 IEA: zahlreiche Uranreservenschätzungen beruhen auf „undiscovered resources“ 69 The Times, May 5, 2008 70 World Energy Outlook 2006 S. 379, Energy Watch Group: Uranium Resources And Nuclear Energy, 2006 http://www.energywatchgroup.org/fileadmin/global/pdf/EWG_Report_Uranium_3-1 2-2006ms.pdf

67 Negative Erfahrungen mit neuen Atomkraftwerken Externe Kosten und Kinderkrebs Ein Grossteil der Kosten der Atomenergie sind externe Kosten, die auf die Bevölkerung ausgelagert werden: In Form von unversicherten Unfallrisiken, radioaktiven Abfällen, Terror- und Proliferationsrisiken, welche nicht nur die heutigen, sondern auch die nachfolgenden Generationen belasten. Epidemiologische Studien in Deutschland und in anderen Ländern weisen auf eine signifikant erhöhte Krebsinzidenz hin. In der Schweiz führen aber ausgerechnet die Standortkantone von Atomkraftwerken keine Krebsregister, und dies ist alles andere als ein Zufall. Die deutsche Kinderkrebs‐Studie hatte zur Hauptfragestellung: Führen radioaktive Emissionen aus dem Normalbetrieb von AKWs zu erhöhten Krebsraten bei Kleinkindern? Die Ergebnisse der Studie wurden im Dezember 2007 im «European Journal of Cancer»71 und im «International Journal of Cancer»72 veröffentlicht.

Das Ergebnis war eindeutig: Je näher ein Kind am AKW wohnt, desto grösser ist die Erkrankungswahrscheinlichkeit. Sie steigt um 60% bei allen Krebserkrankungen und um 120% bei Leukämien. Viele andere internationale Studien zu Kinderleukämie haben schon früher Aufsehen erregt. Eine statistische Auswertung berücksichtigt 17 Analysen aus Deutschland, Spanien, Frankreich, Japan und Nordamerika (1984‐ 1999). Mediziner der Universität South Carolina fanden bei Kindern in der Altersgruppe bis neun Jahren ein je nach Entfernung um 14 bis 21% erhöhtes Risiko, an Leukämie zu erkranken. In der Altersgruppe unter 25 Jahren war die Erkrankungs‐Wahrscheinlichkeit um 7 bis 10% und die Sterberate um 2 bis 18% erhöht.73 Weltweit verzichten private Investoren auf Engagements in neue Atomkraftwerke. In den ersten 20 Jahren des Betriebs erzeugt ein neues Atomkraftwerke Atomkraftwerk vorab Defizite. Viele Publikationen der Deutschschweizer Stromkonzerne bemühen sich, Sachzwänge für neue Atomkraftwerke oder Gaskraftwerke zu konstruieren. Sie bedienen sich dabei einer langen Reihe von Halb- und Unwahrheiten: • Die Potentiale erneuerbaren Energien werden nicht korrekt analysiert. • Das Tempo ihrer Erschliessung, zB. in unseren Nachbarländern, wird nicht dokumentiert. • Die Wettbewerbsregeln im Strombinnenmarkt werden nicht dokumentiert. • Die im Gang befindlichen Netzausbauten werden nicht dokumentiert. • Die Marktführerschaft der erneuerbaren Energien im Kraftwerksneubau werden nicht dokumentiert.

• Die Atomlobby diffamiert – trotz intensivster Import- und Handelstätigkeit – den Import von erneuerbaren Energien als „Stromlücke“ (Stromlücke = Stromimporte).74 Dies ist völlig realitätsfern. Die Schweiz ist keine Strominsel, sondern mit einem Handelsvolumen von 50 TWh in den europäischen Stromhandel integriert. • In einem offenen Markt mit ausreichenden Netzen kann es niemals eine Stromlücke geben. Wird Strom knapp, dann steigt der Preis und neue Lieferanten kommen auf den Markt. 71 Spix C., Schmiedel S., Kaatsch P., Schulze-Rath R., Blettner M. Case-control study on childhood cancer in the vicinity of nuclear power plants in Germany 1980-2003. Eur J Cancer. 2008 Jan;44(2):275-84. Epub 2007 Dec 21. 72 Kaatsch P., Spix C., Schulze-Rath R., Schmiedel S., Blettner M. Leukaemia in young children living in the vicinity of German nuclear power plants. Int J Cancer. 2008 Feb 15;122(4):721-6.

73 Baker P.J., Hoel d.G. (2007) European Journal of Cancer Care 16, 355- 363, Meta-analysis of standardized incidence and mortality rates of childhood leukaemia in proximity to nuclear facilities 74 Nur wenn es darum geht, eigene neue Pumpspeicherwerke (zB. Linth-Limmern) zu begründen, spricht Axpo-Chef Karrer von der zunehmenden Bedeutung der Windenergie in Europa.

68 Potentiale der Windenergie in der Schweiz 12. Potentiale der Windenergie in der Schweiz Figur 1 Windenergie ist die Technologie mit der grössten angemeldeten Leistung seit Beginn der kostendeckenden Einspeisevergütung. Figur 87 Standorte in der West- und Zentralschweiz sind dominant Das Bundesamt für Energie hat das Windstrompotential für die Schweiz auf 4000 GWh geschätzt.75 Von Mai 2008 bis Januar 2009 wurden 731 Megawatt Neuanlagen beim Bundesamt für Energie zur kostendeckenden Einspeisevergütung angemeldet und erhielten einen positiven Bescheid. Werden diese Anlagen realisiert, so beträgt die Stromerzeugung daraus bei einer mittleren Jahresleistung von 1800 Volllast-Stunden rund 1300 GWh.

Figur 2 Windstandorte in Österreich (2008: 995 MW) Figur 88 Windatlas Schweiz 76 Das ist aber erst der Anfang. Denkbar ist, dass die schweizerischen Potentiale wesentlich grösser sind werden als erwartet. Neuere Studien zeigen dies.77 In Österreich floriert die Windenergie in Regionen, vorab in Niederösterreich, die in älteren Windkarten als „No-Wind“-Gebiete eingezeichnet waren. Mit modernen Methoden, basierend auf 0Messungen auf 80-100 m Nabenhöhe zeigt sich das wahre Potential. In Österreich wurde die Windleistung innert sechs Jahren auf 995 MW ausgebaut. International gesehen entwickelt sich die Windenergie zu einer der dominierenden Technologien in der Stromerzeugung, welche nicht nur Gas- und Atomkraft, sondern auch die Kohle ersetzen kann. 75 Paul Scherrer Institut: Erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen, Hrsg. Bundesamt für Energie, Februar 2005 76 Daten Suisse Eole/ meteotest http://www.wind-data.ch/windkarte/index.php 77 „Die zahlreichen Abschätzungen des möglichen Windkraftpotenzials in Österreich reichen von 3.000 GWh bis zu knapp 20.000 GWh. Bei den meisten dieser Abschätzungen ist zu beobachten, dass der momentane Stand der Technik für die Abschätzungen herangezogen wurde. Technische Weiterentwicklungen, wie sie gerade bei der Windkraft in extremen Maße zu beobachten sind, wurden praktisch nie antizipiert.“ Stefan Hantsch, Stefan Moidl: Das realisierbare Windkraftpotenzial in Österreich bis 2020 St.Pölten, Juli 2007

69 Potentiale der Windenergie in der Schweiz Der Landverbrauch wird dabei meistens überschätzt. Für eine Vollversorgung mit Strom aus Windenergie würden „Windzonen“ im Ausmass von weniger als 1 % der europäischen Landmasse genügen.78 In jüngster Zeit wurde dank steigender Anlagengrösse und höheren Pfeilern die Produktivität von Windturbinen nochmals bedeutend erhöht. Der deutsche Bundesverband Windenergie schätzt, dass die mittlere Volllaststundenzahl bis 2020 an Land von heute durchschnittlich 1.750 h/a auf 2.490 h/a im Normalwindjahr ansteigt. Je nach Standort und Nabenhöhe schwanken die Werte zwischen etwa 2.000 h/a in Schwachwindgebieten und rund 4000 h/a in exponierten Höhenlagen. Auf See prognostiziert die Branche einen durchschnittlichen Wert von 3.700 Volllaststunden pro Jahr. Die Windverhältnisse in der Schweiz sind nicht zwingend schlechter als im deutschen Binnenland. Bereits die 2005 errichtete 2-MW-Anlage in Collonges bei Martigny (VS) zeigte mit 4,4 GWh Stromproduktion (2006/7) und 4,3 GWh (2007/8), dass hohe Produktionswerte nicht nur in Küstennähe möglich sind. Findet die Windenergie in der Bevölkerung Akzeptanz, dann sind Produktionszahlen von 6000 GWh pro Jahr möglich – mit rund 1000 bis 1500 Anlagen verteilt über Jura und Alpenbogen.

MW Anzahl km2 MW/km2 Anzahl Anlagen pro km2 Anteil Windstrom am Stromverbrauch (Annahme Verbrauch 2030: 75'000 GWh) Brandenburg 3358 2425 29478 0.114 0.082 32.0% Sachsen‐Anhalt 2786 1962 20446 0.136 0.096 42.0% Nordrhein‐Westfalen 2557 2602 34082 0.075 0.076 3.5% Schweiz bodenständig 3000 1200 41200 0.073 0.029 8.0% Schweiz europäisch 1800 720 41200 0.044 0.017 4.8% Schweiz innovativ 1600 640 41200 0.039 0.016 4.3% Figur 89 Anzahl Windturbinen pro Landesfläche im Vergleich Auch bei einer intensiven Nutzung der Windenergie in der Schweiz mit 1600 bis 3000 MW wäre die Anzahl Anlagen pro km2 noch weit tiefer als in den drei deutschen Bundesländern mit der dichtesten Nutzung. Da viele Windturbinen in Hochlagen der Alpen und im Jura erstellt werden, wo die attraktivsten Winde vorhanden sind, wären sie für die breite Bevölkerung im Alltag wenig sichtbar. Fläche ha Anteil an Landesfläche Potential GWh % mittlere Zahl Vollaststunden Anzahl MW Leistung pro WKA Anzahl Turbinen Schweiz 4128447 100% 6000 100% 2000 3000 2.5 MW 1200 Figur 90 Grobschätzung Windstrom (eigene Schätzung, Basisdaten BFE) Für den Ausbau sind weniger die Windressourcen als die zonenrechtliche Zulassung und die Akzeptanz der Anlagen entscheidend. Die ästhetische Wirkung von Windturbinen ist umstritten. In Befragungen finden Wind- und Solarkraftwerke bei den Anwohnern jeweils die grösste Zustimmung. Manche erkennen in Windturbinen einen künstlerischen Ausdruck von Harmonie zwischen Mensch und Natur. Vom deutschen Künstler Richard Schindler79 stammt der Vorschlag, dass Gemeinden mit Windkraftwerken öffentlich zugängliche Fernrohre aufstellen, die es ermöglichen, den Lauf der Windturbinen bei gutem Wetter von den Zentren aus zu beobachten.

Die ästhetische Dimension sollte im Kontext der irreversiblen Landschaftseingriffe durch Kohle, Erdgas und Atomenergie diskutiert werden. Die Klimaveränderung lässt sämtliche Alpengletscher abschmelzen; radioaktive Abfälle bedrohen die nachfolgenden Generationen mit irreversiblen Lasten. Für die Schweiz schätzt das Bundesamt für Energie die Zahl der Strommasten auf eine Million, davon geschätzte 35‘000 Masten von Hochspannungsnetzen (220-380 kV):80 Netzebene 1: 220 ‐ 380 kV ca. 35'000 Netzebene 3: 50 ‐ 220 kV ca. 60'000 Netzebene 5: 1 ‐ 50 kV ca. 700'000 Netzebene 7 < 1 kV ca. 200'000 Total 995‘000 Figur 91 Anzahl Hochspannungsmasten in der Schweiz Wenn die Erstellung von Windturbinen mit Richtplänen in vernünftige Bahnen gelangt und wenn zudem – als Ausgleichsmassnahme – Hochspannungsleitungen vermehrt durch Erdkabel ersetzt werden, dann entsteht ein Gleichgewicht von Schützen und Nützen, das die Landschaft entlastet. 78 Europe’s Energy Crisis - The No Fuel Solution. EWEA Briefing 2006 79 Richard Schindler: Landschaft verstehen, Freiburg 2005 80 Schriftliche Auskunft Bundesamt für Energie vom 24.März 2005

70 Atomstromimporte durch Windimporte ersetzen 13. Atomstromimporte durch Windimporte ersetzen Schweizer Stromkonzerne haben seit den sechziger Jahren Beteiligungen und Bezugsrechte von französischen Atomkraftwerken erworben. Die importierte Leistung summiert sich auf rund 2,5 GW, entsprechend ca. 2½ „Gösgen“. Diese Verträge werden in Zukunft auslaufen. Die meisten französischen Atomkraftwerke sind überaltert und nicht mehr betriebssicher (Risse im Reaktorbehälter, mangelnder Schutz vor Erdbeben, vor Terroranschlägen, zu wenig Schutz bei Flugzeugabstürzen usw.) Besitzer‐ Konsortium Partnerwerk Beginn (Jahr) Laufzeit Leistung (MW) KBG Fessenheim 1978 Lebensdauer 267 AKEB Bugey 1979 Lebensdauer 324 AKEB Cattenom 1989/91 Lebensdauer 200 KBG Cattenom 1989/91 Lebensdauer 566 EOS EDF 1991 ? 100 NOK EDF 1994 Lebensdauer 100 EOS EDF 1995 ? 100 ENAG EDF 1995 25 Jahre 200 NOK EDF 1996 ? 100 NOK EDF 1997 Lebensdauer 100 NOK EDF 1998 Lebensdauer 100 ENAG EDF 2000 25 Jahre 200 NOK EDF 2000 Lebensdauer 100 NOK EDF 2003 Lebensdauer 100 Total 2557 Figur 92 Schweizer Strombezugsverträge und Beteiligungen in Frankreich Die kostengünstigste und schnellste Art, diese Bezugsrechte zu ersetzen, besteht im Erwerb von erneuerbaren Energien im Ausland – vorzugsweise Wind-Beteiligungen, später auch Solarstrom. Die folgenden eher bescheidenen Werte werden im Szenario „europäisch“ für die gesamte Schweiz angenommen: GWh (geschätzt) MW Französische Atombezugsrechte und ‐ Beteiligungen 20104 2550 Ersatz durch europäische Wind‐ Beteiligungen 21600 8000 Davon onshore 7200 4000 14400 4000 Figur 93 Ersatz der Atombeteiligungen durch Wind-Beteiligungen Um den französischen Atompark von 2560 MW zu ersetzen, wäre ein Windpark von rund 7000-10‘000 MW notwendig bei einem Kapazitätsfaktor (Jahresproduktion/Jahresleistung) von 23% onshore und 35% offshore. Es sind deshalb pro MW ersatzbedürftiger Atomenergie rund 4 MW Windenergie onshore oder 2-3 MW Windenergie offshore erforderlich. Will die Schweiz ihren Versorgungsanteil an ausländischen Atombeteiligungen etwa im Verhältnis 1:1 durch Windbeteiligungen ersetzen, müssten bis 2030 rund 400-500 MW pro Jahr zugekauft werden. Im Jahre 2030 würde der Schweizer Anteil an der europäischen Windenergie dann rund 2,5 Prozent betragen (8000 MW von geschätzten 300‘000 MW), was auch dem Bevölkerungsanteil entspräche. 8000 MW entsprechen im Zeitraum bis 2030 weniger als 1% des weltweit zu erwarteten Zubaus von rund 2-3 Millionen Megawatt Windenergie. Zu den Hauptakteuren, die am meisten Interesse an solchen Wind-Erwerbungen hätten, gehören natürlicherweise die Eigentümer der grossen Speicherkraftwerke. Sie können die variable Leistung optimal verwerten. Sie würden den Windstrom immer dann kaufen, wenn es windet und wenn die Preise tief sind, und könnten Spitzenstrom verkaufen, wenn im Ausland weniger Wind bläst.

71 Wasserkraft 14. Wasserkraft Figur 94 Stromerzeugung aus Wasserkraft und Anteil der Wasserkraft am Endverbrauch Die Wasserkraft gehört zu den wichtigsten Energieressourcen der Schweiz. Sie in der Schweiz hat in den letzten Jahrzehnten stetig leicht zugelegt (Trendlinie schwarz). Ihr Anteil am schweizerischen Stromverbrauch ist aber von über 100 Prozent auf unter 60 % abgesunken, weil der Verbrauch schneller wuchs als der Zubau neuer Anlagen. Das Bundesamt für Energie hat verschiedene Studien veranlasst, welche die zusätzlich mögliche Stromerzeugung aus Wasserkraft auf 2000-7000 GWh beziffern (erhöhte Restwassermengen eingerechnet).81 Zieht man davon die durch neue Restwasser-Bestimmungen entstehenden Verluste ab, so ergibt sich eine Produktionssteigerung um rund 2000-3000 GWh. Wasserkraft Leistung Strom MW Ausbaupotential netto (GWh) Bestehend ca. 800 2000-3000 Pumpspeicherung kombiniert mit europäischer Windenergie Wegen der dynamischen Entwicklung der Windenergie in Europa wäre für die Schweiz die Option zu prüfen, einheimische Pumpspeicher auszubauen und mit ausländischer Windenergie zu bewirtschaften. Bei einer solchen Strategie gibt es mehrere Optionen: • Schaffung zusätzlicher Turbinenleistung in bestehenden Speicherkraftwerken; • Schaffung von neuen unterliegenden Auffangbecken zur baulichen Ausregulierung von Schwall und Sunk, die auch für Pumpleistung genutzt werden können.82 • Ermöglichung neuer Pumpanlagen und neuer Staubecken in Ergänzung zu bestehenden Stauseen.

Neue Auffangbecken, die gleichzeitig der Regulierung von Schwall und Sunk wie der Pumpspeicherung dienen, müssen nicht sehr gross sein. Oft genügen ca. 1-2% des Fassungsvermögens von oberliegenden Stauseen, um das Tagesgeschäft mit Windenergie zu realisieren. Kleine Ausgleichsbecken lassen sich in der Landschaft relativ diskret versorgen und dienen nebenbei dem Schutz von Fauna und Flora (Regulierung Schall und Sunk, Hochwasserschutz). Die Regulierung von Tag-Nacht-Spitzen und die Speicherung von Windenergie verläuft in kurzen Zyklen von wenigen Stunden. Zwischenbecken ermöglichen grosse Flexibilität; sie sind viel kleiner als die früher geplanten Projekte zur saisonalen Strombewirtschaftung (Grimsel West, Val Madris), die grossen Widerstand weckten.

81 Bundesamt für Energie: Ausbaupotential der Wasserkraft, Bern November 2004 82 Unter Regulierung von Schwall und Sunk versteht man die Verhinderung von künstlichen „Tsunamis“ zu Beginn oder am Ende der Entleerung von Stauseen

72 Wasserkraft Figur 95 die Volatilität der Marktpreise steigt mit zunehmendem Windanteil an Quelle: P.E. Morthorst, EWEC 200783 Die Margen für Spitzenenergie sind wegen dem steigenden Anteil der Windenergie und der damit verbundenen Volatilität im Steigen begriffen. Beim europäischen Umstieg auf Windenergie (und Solarenergie) müssten grössere Mengen als bisher während wind- und solarstarken Zeiten in Wasserspeichern reserviert werden, die dann bei Windstille mit hohen Margen veräussert werden könnten.

Für die Schweiz wäre diese Strategie finanziell besonders reizvoll: • Die Zukäufe im Ausland erfolgten in den windhöfigen Perioden erfolgen, wenn die Strompreise tief notieren. • Die Verkäufe ans Ausland erfolgen zu Spitzenzeiten. • Die Versorgungssicherheit verbessert sich dank dem Zugriff auf erneuerbare Windenergie, die im europäischen Verbund regelmässige, im voraus genau berechenbare Erträge liefert. • Die Diversifikation der Stromerzeugung würde zunehmen unter gleichzeitiger Verbesserung der Speicherfähigkeit als vorsorgliche Massnahme gegen Stromknappheit. Der Ausbau der Leistung von Wasserkraftwerken steht mit der Sanierung der Fliessgewässer und der Umsetzung gesetzlich garantierter Restwassermengen nicht grundlegend in Konflikt. Die bauliche Regulierung von Schwall und Sunk für eine naturnahe Nutzung bestehender Wasserkraftwerke macht den Bau unterliegender Ausgleichsbecken so oder so erforderlich.

Eine Verlagerung der Wasserkraftnutzung auf die Bewirtschaftung der Speicherseen hätte den Vorteil, dass Fliessgewässer eher respektiert und Restwassermengen effektiver eingehalten werden. Voraussetzung dafür ist allerdings, dass die Behörden die gewässerschutzrechtlichen Auflagen mit Nachdruck verfolgen. 83 source: P.E. Morthorst: Market Impacts of Wind Power Integration, proceedings EWEC 2007

73 Strom aus Biomasse 15. Strom aus Biomasse Figur 96 die anmeldungen für Einspeisevergütungen aus Biomasse sind breit über die ganze Schweiz verteilt. Figur 97 einheimische Primärenergien aus Biomasse (BFE 2004) Für Biomasse und Kehricht liegen detaillierte Potentialstudien für die Schweiz vor. Im Bericht „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“ des Bundesamtes für Energie (BFE) heisst es: „Unter dem neuen Stromversorgungsgesetz (siehe Vernehmlassung) soll der Anteil der neuen erneuerbaren Energien bis 2035 auf 10% des gesamten Elektrizitätsverbrauchs, d.h. ca. 5.6 TWh oder rund 20 PJ gesteigert werden. Bei dem geschätzten Nutzungspotenzial von 20 PJ könnten somit 100% dieses Zielwerts durch die Erzeugung von Strom aus Biogas- und Holzvergasungsanlagen erbracht werden.“84 Die Stromerzeugung aus Biomasse kann schon kurzfristig eine weitere Steigerung erfahren, wenn die Mittel für die kostendeckende Vergütung aufgestockt werden. Sie kann – gemessen am Verbrauch von 2007 – rund 10% des schweizerischen Strom-Bedarfs85 beisteuern. Damit bleiben noch immer sechs Siebtel der Biomasse der Wärme-Erzeugung oder der Treibstoffgewinnung (zB. aus Biogas) vorbehalten.

84 „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“, Dezember 2004 S. 205, Hrsg. Bundesamt für Energie 85 Im BFE-Bericht „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“ (Dezember 2004) wird zur Biogas- und Holzverstromung festgehalten85 : „Unter dem neuen Stromversorgungsgesetz (siehe Vernehmlassung) soll der Anteil der neuen erneuerbaren Energien bis 2035 auf 10% des gesamten Elektrizitätsverbrauchs, d.h. ca. 5.6 TWh oder rund 20 PJ gesteigert werden. Bei dem geschätzten Nutzungspotenzial von 20 PJ könnten somit 100% dieses Zielwerts durch die Erzeugung von Strom aus Biogas- und Holzvergasungsanlagen erbracht werden.“ (BFE-Bericht „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“, Dezember 2004 S. 205)

74 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung 16. Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Entwicklung Photovoltaik Figur 98 Entwicklung des Weltmarkts 1990-2007 Figur 99 geplanter Kapazitätsausbau bis 2012 Figur 100 Marktführende Firmen Ende 2007 Figur 101 Entwicklung des Wirkungsgrades verschiedener Zellentypen Figur 102 erwartete Verteilung zwischen kristallinen und Dünnschichtzellen 2006-2012 Figur 103 technologische Entwicklung innerhalb des Dünnschichtssegments (Quellen: Figur 98-Figur 103 PV STATUS REPORT 200886 , Figur 101: Toggweiler 2008/NREL87 ) Die Solarenergie gehört neben der Windenergie zu den interessantesten unter den neuen erneuerbaren Stromtechnologien. Hohe Erwartungen bestehen wegen den riesigen Potentialen, 86 European Commission Joint research Centre/ Arnulf Jäger-Waldau: PV STATUS REPORT 2008 87 Peter Toggweiler: Solarstrom mittels PV und CSP Übersicht zur Technologie und Anwendung, FHNW 2008

75 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung wegen der vielseitigen Anwendung, den sinkenden Kosten und der explosiv wachsenden Massenproduktion weltweit. Seit Beginn des Jahrzehnts verzeichnet die Photovoltaik ein mittleres Wachstum von 40% pro Jahr, im Jahr 2007 waren es sogar 60% Marktausweitung (Figur 98) und für das Jahr 2008 vermeldet die deutsche Solarindustrie erneut eine weitere Zunahme von 100%.88 Bis 2012 rechnet die EU Forschungskommission mit einer Verzehnfachung der Herstellerkapazitäten auf 40 GW (Figur 99), was bei einer mittleren Auslastung von 80% zu einem Ausstoss von 32 GW an Neuanlagen führend würde, die das Äquivalent von rund 4200 MW Atomenergie liefern könnten. Werden die Anlagen mit Nachführsystemen betrieben, steigt die jährliche Ausbeute weiter an; dies gilt ebenso für die Nutzung in südlichen Ländern, wo die solare Einstrahlung rund eineinhalb bis zwei Mal so gross sein kann wie in der Schweiz.

Die Photovoltaik stösst damit punkto neuem Strom innert vier Jahren in jene Dimensionen vor, die bisher mit dem Zubau von neuen Atomanlagen erreicht wurden. Beeindruckend ist dabei, wie rasch manche Firmen ihre Kapazitäten vervielfachen (Figur 100). Gleichzeitig werden die Wirkungsgrade verbessert (Figur 101). Inzwischen sind Module mit 20% Wirkungsgrad erhältlich, die in der Schweiz, bei rund 1000-1200 kWh Jahreseinstrahlung pro m2 einen Ertrag von rund 200 kWh pro m2 und Jahr liefern können. Es wird erwartet, dass die materialsparende Dünnschichttechnik deutlich rascher wächst als der Gesamtmarkt (Figur 102), wobei innerhalb dieser Technologie als Materialbasis vorwiegend das ökologisch unproblematische und reichlich vorhandene Silizium dominieren wird (Figur 103). Figur 104 Energierücklaufzeit Photovoltaik (Toggweiler 2008) Figur 105 Strahlungskarte Europa (Meteonorm) Bei der Dünnschicht-Technik wird eine Energie-Amortisationsdauer von weniger als 1 Jahr erwartet, während sie bei aufgeständerten Dachanlagen noch auf 2-3 Jahre veranschlagt wird – Tendenz sinkend (Figur 104). Wenn sich die Anlagen im Zuge von Massenproduktion und technischer Verbesserung weiter verbilligen, entsteht in Südeuropa ein riesiger Markt (Figur 105). 88 Photon Januar 2009

76 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Solarthermische Stromerzeugung Figur 106 solarthermisches Parabolrinnen-Kraftwerk (Andasol) Figur 107 solarthermisches Kraftwerk mit Fresnel-Linsen (Novatec) Neben der Photovoltaik steht auch die solarthermische Stromerzeugung in Südeuropa und in USA mitten in einer starken Wachstumsphase. Sie verspricht in Gebieten mit hoher Sonneneinstrahlung (>1200 kWh/m2 ) einen raschen kommerziellen Durchbruch. Es haben sich auch Schweizer EVUs (die Industriellen Werke Basel, Elektra Baselland EBL) entschieden, sich an solchen Anlagen zu beteiligen.

In Spanien stehen mehr als ein Dutzend solarthermischer Kraftwerke im Bau oder sind in Betrieb. Weil überschüssige Hitze gespeichert werden kann, eignen sich solarthermische Kraftwerke als Backup- Kraftwerke für das Netzmanagement und zur Überbrückung von Perioden ohne Sonnenlicht (Nachtzeit, Wolkenzug). An vereinzelten sonnigen Lagen – Hochgebirge und Alpensüdseite – wäre diese Technologie auch in der Schweiz realisierbar. Kostensenkungen Figur 108 Lernkurve Photovoltaik89 Figur 109 Preisentwicklung 2001-2009 (Solarbuzz)90 89 Quelle: Toggweiler 2008 90 http://www.solarbuzz.com/Moduleprices.htm

77 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Figur 110 erwartete Entwicklung der Stromerzeugungskosten Figur 111 Zusammensetzung der Investitionskosten Die Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung (CSP) bewegen sich auf einer sogenannten Lernkurve. Mit jeder kumulierten Verdoppelung der weltweiten Herstellung sinkt der Preis um geschätzte 15-18 Prozent. Es ist somit allein eine Frage der Zeit und des Expansionstempos bis diese Technologie die Netzparität erreicht. Bei Netzparität sind dioe Kosten gleich hoch wie für den Strom aus der Steckdose.

Zwischen 2004 und 2008 stiegen die Preise allerdings an oder verharrten lange auf hohem Niveau(Figur 109), nachdem in Deutschland (und später in Spanien und Frankreich) die kostendeckende Einspeisevergütung für eine dynamische Steigerung der Nachfrage gesorgt hatte. Der PV-Markt wurde zum Verkäufermarkt und es mangelte an Silizium. Seit Ende 2008 ist an vielen Stellen eine starke Veränderung zu beobachten. Die Preise sinken beschleunigt. Tatsache ist, dass einzelne Dünnschicht-Hersteller, zum Beispiel die US-Firma First Solar, mit Massenproduktion bereits einen Modulpreis von unter 0,9 Euro/Watt bzw. USD 1.18/W erreicht haben.91 Die Marge dieser Firmen beläuft sich somit, gemessen am statistischen Endverbraucherpreis von 2,20-2,80 Euro/Watt auf über 100 Prozent. In einem stark überverkauften Markt, wie er heute besteht, werden die Margen weiter sinken.

Potentiale und Kosten in der Schweiz 91 Bank Sarasin: Solarenergie 2008: Stürmische Zeiten vor dem nächsten Hoch, Basel 2008 Seite 13

78 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Figur 112 Einstrahlungswerte auf horizontaler Fläche Figur 113 Einstrahlungswerte mit optimierter, fixer Neigung Figur 114 Einstrahlungswerte an Gebäuden mit unterschiedlichem Winkel Figur 115 solar gedeckte Parkplätze Figur 116 kostendeckende Einspeisevergütung in der Schweiz Figur 117 typische Investitionskosten 2008 Alle Figuren aus Toggweiler 200892 Die Schweiz verfügt über eine weit bessere Solareinstrahlung als Deutschland, besonders im westlichen Mittelland, in den Voralpen und speziell auf der Alpensüdseite. 92 Peter Toggweiler: Solarstrom mittels PV und CSP, Übersicht zur Technologie und Anwendung, Skript Fachhochschule Nordwestschweiz 2008

79 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Figur 118 Leistungsfähigkeit der Photovoltaik auf bestehenden Dächern und Fassaden Der Stromkonzern Axpo behauptet, dass nur 8% oder 5,2 TWh des schweizerischen Stromverbrauchs mit Solarzellen auf bestehenden Dächern produziert werden können.93 Auf welcher Basis diese Schätzung errechnet wurde, wird nicht erläutert. Die wissenschaftlichen Untersuchungen schätzen den Beitrag der Photovoltaik ein Vielfaches höher: Kanton Fribourg TWh Schweiz TWh Hochgerechnet Anteil am Verbrauch solarer Ertrag Bestdächer 1.0 28.2 49% Ertrag Gut‐Dächer 0.5 15.1 26% Ertrag total 1.5 43.3 75% Verbrauch total 2007 57.4 Figur 119 solare Potentiale bei einem mittleren Modulwirkungsgrad von 10% • Die Internationale Energieagentur IEA rechnete i Jahr 2002 mit 34,6 % des Stromverbrauchs aus Photovoltaik, bei einem Systemwirkungsgrad von 10%.94 • Gutschner & Nowak schätzten die Potentiale auf 48% des Stromverbrauchs.95 Da die heutigen Module Wirkungsgrade von bis zu 20% (2009) aufweisen – Tendenz steigend – , kommt man je nach Wahl der Solarzellen auf eine Abdeckung von 60 bis 70 % des schweizerischen Stromverbrauch, also rund achtmal höher als nach Schätzung der Axpo. 93 Axpo: „Strom für heute und morgen, Stromperspektiven 2020, S. 59 94 IEA (Internationale Energieagentur), Potential for Building Integrated Photovoltaics, IEA Report PVPS T7-4, Paris 2002 Seite 8 95 Die Schätzung beruht auf einer Studie für den Kanton Fribourg: Marcel Gutschner, Stefan Nowak : Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg, Novembre 1998

80 Photovoltaik und solarthermische Stromerzeugung Figur 120 Auszug aus „Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg», Résumé de l'Analyse du Potentiel Photovoltaïque dans le Parc des Bâtiments du Canton de Fribourg96 Beide Studien beschränkten sich auf die Untersuchung möglicher Anlagen auf bestehende Dachflächen und Fassaden und kalkulierten mit einem Modulwirkungsgrad von bloss 10%. Die Technik ist seither stark fortgeschritten. Die gängigen Wirkungsgrade von kristallinen Zellen liegen bei 12-21 %, bei Dünnschichtzellen bei 8-12%.

Im Mittel rechnet man mit einer Steigerung der Wirkungsgrade von ca. 1% pro Jahr, wobei bereits heute Zellen mit über 20% Wirkungsgrad auf dem Markt erhältlich sind. Selbst Dünnschichtzellen werden in den nächsten Jahren 20% überschreiten, erklären Schweizer Solarforscher in Deutschland.97 Rechnen wir die Erträge von 10 % auf 17 % Modulwirkungsgrad hoch, so entstehen folgende PV-Potentiale auf bestehenden Dachflächen: • Nach der Methodik der Internationalen Energieagentur: 55% des Stromverbrauchs • Nach der Methodik von Gutschner & Nowak: 76% des Stromverbrauchs Modulwirkungsgrad 17% Kanton Fribourg TWh Schweiz TWh Anteil am Verbrauch solarer Ertrag Bestdächer 1.0 28.2 49% Ertrag Gut‐Dächer 0.5 15.1 26% Ertrag total 1.5 43.3 75% Verbrauch total 2007 57.4 Figur 121 solare Potentiale basierend auf einem mittleren Modulwirkungsgrad von 17% Eine Vollversorgung der Schweiz mit Strom aus dachintegrierten Photovoltaikanlagen und Wasserkraft ist von den Potentialen her deshalb plausibel.

Dies gilt auch bei steigendem Stromverbrauch. Es ist zudem nicht zwingend, dass PV-Anlagen nur auf Dächern und Fassaden platziert werden. Es gibt Infrastrukturanlagen und Freiflächen, die sich für Solarzellen eignen: Lärmschutzwände, Strassenränder, Deponien, Staumauern, Pontons auf Stauseen oder ökologisch gestaltete Solarparks, wie sie in Deutschland und Spanien Verbreitung finden. Zudem kann auch ausländische Solarenergie aus europäischen Halbwüsten zugekauft werden, so wie die Industriellen Werke Basel und die Elektra Baselland dies erwägen oder bereits beschlossen haben.

Die tatsächliche Nutzung hängt auch bei dieser Technologie nicht von den technischen Möglichkeiten ab, sondern von den politischen Rahmenbedingungen (Einspeisevergütungen, Bewilligungsverfahren). Es wäre falsch, alles auf die Karte Photovoltaik zu setzen, solange kostengünstigere Potentiale mit Biomasse, Wasserkraft, Windenergie und Geothermie verfügbar sind. Ein solcher Mix – inklusive Photovoltaik – verspricht auch wegen seiner saisonalen Ausgewogenheit die besseren Resultate und kann eine redundante Stromversorgung besser gewährleisten als jede wie auch immer geartete technologische Einheitskost.

Die Kosten eines Photovoltaik-Ausbaus hängen wegen der dynamischen Absenkung der Einspeisevergütungen stark vom Zeitpunkt der Investitionen ab. Atom- und Solartechnik stehen in einem direkten Konkurrenzverhältnis. 96 Marcel Gutschner, Stefan Nowak : Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg, Novembre 1998, S. 5 http://www.netenergy.ch/pdf/fribourg.pdf 97 Sascha Rentzing: Die Sonnenkönigin, Neue Energie 01/2008 S.98

81 Geothermie Je mehr Geld in neue Atomkraftwerke fliesst, desto weniger Geld bleibt für die Solarindustrie und das Gewerbe übrig, um in dezentrale Solaranlagen zu investieren. Anderseits sollte man die Stromkonsumenten auch nicht überfordern. Deshalb sollte man für die Einspeisevergütungen einen Korridor nach unten festlegen, der sich an den Zubauzahlen orientiert: Bei starkem Wachstum werden die Einspeisevergütungen stark gesenkt, bei Stagnation des Umsatzes wird die Absenkung gebremst (scala mobile).

Kommerziell wäre es interessant, auf vertraglicher Basis Areale zu nutzen, welche an erhöhten Südlagen höhere Erträge als im Mittelland (Beispiel „Mont Soleil“). Rechnet man pro Gemeinde maximal 1 ha Freifläche (100x100 Meter, entsprechend knapp 1,5 Fussballfelder), dann müssten rund 27,4 km2 oder 0,07 Prozent der Landesfläche als „Dachergänzungsfläche“ zonenrechtlich ausgeschieden werden. Damit stünde ein Stromerzeugungspotential von 4,7 TWh zur Verfügung.

Anzahl Gemeinden Fläche ha Fläche bei 1 ha pro Gemeinde km2 Anteil an Kantonsfläche in Prozent Stromerzeugungspotential Schweiz 2740 4128447 27.4 0.07% 4.7 Figur 122 Solare Nutzfläche, wenn jede Gemeinde 1 ha (=1,5 Fussballfelder) als Solarzone auszont Eine gewisse Flexibilität punkto Freiflächen empfiehlt sich auch, weil ein Teil der besten Dachflächen verstärkt für die solare Wärmeerzeugung beansprucht werden wird. Sonnenkollektoren sind wegen des höheren Wirkungsgrades (~50%) weniger flächenintensiv als Solarzellen, müssen aber in der Nähe des Wärmeverbrauchs betrieben werden. Sie geniessen damit auf Wohnbauten Priorität. Photovoltaik wird man vorrangig auf Landwirtschafts- und Gewerbegebäuden und ergänzend zu Sonnenkollektoren auf Wohnbauten errichten.

17. Geothermie Die Geothermie spielt in der Stromerzeugung der Schweiz noch keine gewichtige Rolle, in der Wärmegewinnung hingegen schon. Obschon sie eine der grössten einheimischen Energiequellen sein könnte, wird für die geothermische Stromerzeugung, gerade von Seiten der grossen Stromkonzerne, fast nichts getan. Konkrete Projekte dank kantonalen Initiativen existieren jedoch in der Stadt Zürich, in St. Gallen und weiteren Gemeinden und gehen vorwiegend in Richtung Wärmenutzung. „Zürich plant Probebohrung für Geothermie Zürich. – Die Stadt Zürich will Geothermie nutzen und plant beim Triemlispital eine Probebohrung. Das Stadtspital Triemli wird vom Stadtrat gerne als Leuchtturm bezeichnet…So sollen es künftig Wärmepumpen, eine Holzschnitzelheizung und die Tiefen-Geothermie mit Energie versorgen…Der Stadtrat will deshalb beim Triemli eine so genannte Horch-Bohrung durchführen…: Er möchte ein 3000 Meter tiefes Loch bohren und probeweise Wasser hochpumpen. Um Energie zu gewinnen, würde später dem Wasser die Wärme entzogen. Damit könnte die Stadt nicht nur das Spital, sondern auch das Schulhaus Döltschi und die Liegenschaften der Baugenossenschaft Sonnengarten heizen. «Wir könnten in der ganzen Stadt bis zu hundert solcher Wärmeverbunde bilden. Geothermie ist die Technologie, mit der wir in 50 Jahren die Stadt heizen», sagte Robert Neukomm (SP), Vorsteher des Gesundheits- und Umweltdepartements.“98 Da geothermische Projekte lange Bauzeiten und grosse Projektrisiken aufweisen, ist eine rasche Marktexpansion in der Schweiz wohl nicht zu erwarten. Dies scheint selbst in Deutschland so, wo die Entwicklung weiter ist (Jahresproduktion 2007 4 GWh) und wo bis 2020 eine Stromerzeugung von 3800 GWh erwartet wird. Tatsache ist, dass inzwischen eine Reihe von Anlagen den Funktionsnachweis erbracht haben.

18. Potentiale der Energieeffizienz Die Potentiale der Energieeffizienz wurden in jüngster Zeit vom Bundesrat verstärkt gewürdigt und als bedeutend eingeschätzt. Die in der Energieverordung (EnV) neu verankerten Verbrauchsvorschriften 98 Tages-Anzeiger 1.Februar 2008, Seite 13 (Original-Text gekürzt)

82 Potentiale der Energieeffizienz für elektrische Geräte und Normmotoren sind Teil des Aktionsplans Energieeffizienz, der am 20. Februar 2008 vom Bundesrat verabschiedet wurde. Figur 123 Neue Energieeffizienz-Vorschriften für Geräte Die bisherige Auswahl des Bundesamtes für Energie beschlägt erst einen Teil der relevanten Geräte. Würden auch für Umwälzpumpen, Boiler, Kaffeemaschinen, Strassenbeleuchtungen und Wärmepumpen Verbrauchsvorschriften erlassen, wäre die Wirksamkeit des Programms um ein Vielfaches höher.

83 Potentiale der Energieeffizienz Einsparungen dank Elektromobilität Figur 124 Wirkungsgrade alternativer Antriebssysteme (Grafik: Lino Guzzella, ETH Zürich)99 Mit Wind- und Solarstrom erreichen Steckdosenhybrid-Fahrzeuge einen Wirkungsgrad von gegen 70% anstelle der ca. 15-20% von gängigen Diesel- und Benzin-Autos. Die Umstellung von fossilen Energien auf Strom im Verkehr führt zu einer Implosion des Primärenergie-Verbrauchs. Figur 125 „200 Kilometer Reichweite dank Lithium-Ionen-Batterie: Ab Ende 2008 ist dieser Mitsubishi auf Japans Strassen unterwegs.“ (Zitat: EnergieSchweiz Newsletter Nr. 51) Figur 126 der Toyota Prius: meist verkauftes Elektrofahrzeug, wir im nächsten Jahrzehnt mit einer “Plug-in“ Version (Strom ab Steckdose und grosse Batterie) auf den Markt kommen. Höhere Energieeffizienz mittels Wärme-Kraft-Kopplung Wärme-Kraft-Kopplung ist eine bewährte Technik, die – zum Beispiel in der Nordwestschweiz – dank kantonalen Einspeisevergütungen seit Jahrzehnten realisiert wird. Dabei wird Erdgas von normalen Gasheizungen verstromt, der gewonnen Strom zum Ersatz von Ölheizungen (durch Wärmepumpen) 99 Lino Guzzella: Einige Gedanken zum Individualverkehr der Zukunft, Vortrag vom 8.1.2008 bei der SATW, Schweiz. Akademie der Technischen Wissenschaften

84 Literatur verwendet und es entsteht dadurch ein höherer Wirkungsgrad. Aus diesen Gründen sollte die Wärme- Kraft-Kopplung dort durchgesetzt werden, wo es etwas bringt: • Bei grossen Gasheizungen (Mehrfamilienhäuser , Gewerbegebäude, Spitäler, Schulhäuser usw.) sollte Wärme-Kraft-Kopplung zur Pflicht werden, weil Wärme-Kraft-Kopplung bei grösseren Anlagen die besten Wirkungsgrade aufweist. • Kleine Öl- und Gasheizungen sollten dagegen eher auf erneuerbare Energien (Holz-Pellets, solar oder Wärmepumpen) umgestellt werden.

• Die Anlagen können wärme- oder stromgeführt betrieben werden. Bei einer Stromführung (Anlagen laufen nur am Tag und liefern Spitzenstrom) wird die Wärme gespeichert. Die Wärmespeicher können multivalente Funktionen erfüllen, auch als Zwischenspeicher für Solarwärme oder Abwärme von Kältemaschinen. GWh Erdgasverbrauch CH 29'937 bisherige Nutzung WKK -1'793 theoretisches WKK-Gas-Potential 28'144 Geschätzter Wirkungsgrad100 38% theoretisches Strom-Potential 10'695 Figur 127 Potentialschätzung Wärme­Kraft­Kopplung Ausgehend vom schweizerischen Gasverbrauch von 29‘936 GWh (Mittelwert 2005/2006) werden zuerst die bereits verstromten Gasmengen für Fernwärmenetze in Abzug gebracht. Danach resultiert ein Strompotential von 10‘700 GWh. Bei einer Marktdurchdringung von 80% entsteht ein realisierbares Potential von ca. 8500 GWh bis 2020. Es handelt sich vorwiegend um Winterstrom, weil nur in der kalten Jahreszeit geheizt wird.

Bei einer Nutzung dieser 10‘000 GWh Strom mit Wärmepumpen (Leistungsziffer 3,5) könnten ca. 3,1 Mio. Tonnen Heizöl ersetzt werden, was einer Reduktion von 70 Prozent des Heizöls entspräche. Wärme-Kraft-Kopplung bringt nicht nur mehr Energieeffizienz sondern auch erhebliche CO2- Reduktionen. Der Wärme-Kraft-Kopplung stand bisher im Weg, dass sie vordergründig als CO2-Verursacher betrachtet wurde (weil die Stromimporte und die CO2-Reduktionen mit Wärmepumpen ignoriert wurden). Zudem ist Wärme-Kraft-Kopplung bei den Stromkonzernen wenig beliebt, weil die dezentrale Nutzung neue Anbieter („Konkurrenz!“) auf den Plan ruft, die sich dem monopolistischen Diktat der Grossen entzieht.

Angesichts der zunehmenden, CO2-trächtigen Stromimporte können WKK-Lösungen aber einen wichtigen Beitrag als Übergangstechnologie leisten, ohne dass neue Grosskraftwerke mit Gas, Kohle oder Atomenergie nötig werden. 19. Literatur Axpo: „Strom für heute und morgen“, Stromperspektiven 2020, S. 59 Bank Sarasin: Solarenergie 2008: Stürmische Zeiten vor dem nächsten Hoch, Basel 2008 BEE (Bundesverband Erneuerbare Energien): Stromversorgung 2020, Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Strom- Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche, Berlin 2009 Bode, Sven: On the impact of renewable energy support schemes on power prices, HWWI Research Paper 4-7, Hamburg 2006 Buchsbaum, Lee: New Coal Economics, EnergyBiz Insider, December 24, 2008, http://www.michigangreen.org/article445.html Bundesamt für Energie: Ausbaupotential der Wasserkraft, Bern November 2004 Bundesamt für Energie: Elektrizitätsstatistik 2008 Bundesamt für Energie: Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz, Dezember 2004, Hrsg. Bundesamt für Energie Bundesamt für Energie: Schweizerische Statistik der erneuerbaren Energien Ausgabe 2007 Bundesamt für Energie: Schweizerische Gesamtenergiestatistik Bundesamt für Energie: Das neue Fördersystem stösst an Grenzen (Medienpräsentation Michael Kaufmann, Vizedirektor BFE und Programmleiter EnergieSchweiz vom 8. November 2008) 100 Verband Schweizerische Gasindustrie VSG, Jahresbericht 2004 S. 12

85 Literatur Bundesamt für Energie/Paul Scherrer Institut: Erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen, Hrsg. Bundesamt für Energie, Februar 2005 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Erneuerbare Energien in Zahlen 2008 European Commission Joint research Centre/ Arnulf Jäger-Waldau: PV STATUS REPORT 2008 EWEA: Europe’s Energy Crisis - The No Fuel Solution. EWEA Briefing 2006 Gutschner, Marcel und Stefan Nowak : Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg, Novembre 1998 Guzzella, Lino: Einige Gedanken zum Individualverkehr der Zukunft, Vortrag vom 8.1.2008 bei der SATW, Schweiz. Akademie der Technischen Wissenschaften Hantsch, Stefan und Stefan Moidl: Das realisierbare Windkraftpotenzial in Österreich bis 2020 St.Pölten, Juli 2007 http://www.energywatchgroup.org/fileadmin/global/pdf/2009-01_Wind_Power_Rep ort.pdf IAEA/PRIS: http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html IEA (Internationale Energieagentur): Potential for Building Integrated Photovoltaics, IEA Report PVPS T7-4, Paris 2002 Internationale Energieagentur (IEA): World Energy Outlook, various editions Jäger-Waldau, Arnulf: PV Status Report 2008, Research, Solar Cell Production and Market Implementation of Photovoltaics, September 2008, European Commission, DG Joint Research Centre Luhmann, hans-Jochen: Wie aus einer ursprünglich eng angepassten Kappe (cap) ein Schlapphut gemacht wurde. Wuppertal Bulletin 1/2008 Michaelowa, Axel, Pallav Purohit: Additionality determination of Indian CDM projects, Can Indian CDM project developers outwit the CDM Executive Board? University of Zurich 2007 (Draft report) Morthorst, P.E.: Market Impacts of Wind Power Integration, proceedings EWEC 2007 Nipkow, Jürg und Conrad U. Brunner: Energie effizient nutzen, Perspektiven des Elektrizitätsverbrauchs, Bulletin SEV/VSE 9/05 Prognos AG: Bericht: Die Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs serienmässig hergestellter Elektrogeräte in der Schweiz unter Status-quo-Bedingungen und bei Nutzung der sparsamsten Elektrogeräte bis 2010 mit Ausblick auf das Jahr 2020, Bern 2002 Prognos AG: Bericht: Die Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs serienmässig hergestellter Elektrogeräte in der Schweiz unter Status-quo-Bedingungen und bei Nutzung der sparsamsten Elektrogeräte bis 2010 mit Ausblick auf das Jahr 2020, Bern 2002 Prognos: Energieperspektiven Band 1-5, Hrsg. Bundesamt für Energie, Bern 2006 Renewable Energy Policy Network REN21: RENEWABLES 2007 GLOBAL STATUS REPORT Rentzing, Sascha: Die Sonnenkönigin, Neue Energie 01/2008 Rudolf Rechsteiner/Energy Watch Group: Wind power in context – a clean revolution in the energy sector, Berlin 2009 http://www.energywatchgroup.org/Wind-Power.54+M5d637b1e38d.0.html Rudolf Rechsteiner: Bern erneuerbar! http://www.rechsteiner-basel.ch/uploads/media/Bern_erneuerbar__01.pdf Schaefer, Oliver/ European Renewable Energy Council: Der europäischen Herausforderung begegnen! http://www.jahreskonferenz.de/fileadmin/ee08/vortraege/ee08_schaefer.pdf Schindler, Richard: Landschaft verstehen, Freiburg 2005 Sensfuss, Frank und Mario Ragwitz: Analyse des Preiseffektes der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf die Börsenpreise im deutschen Stromhandel -Analyse für das Jahr 2006 - Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), Shyam Mehta, Greentech Media and Travis Bradford, the Prometheus Institute: Market report, Januar 2009 Toggweiler, Peter: Solarstrom mittels PV und CSP Übersicht zur Technologie und Anwendung, FHNW 2008 WEF: Green Investing, Towards a Clean Energy Infrastructure, World Economic Forum January 2009 Windpower Monthly Magazine Zürich stimmt ab 30.11.2008, Vorlage betr. Ergänzung der Gemeindeordung, Verankerung der Nachhaltigkeit und der 2000- Watt-Gesellschaft, Stadtrat von Zürich, 24. September 2008 Stadt Zürich: Masterplan Energie der Stadt Zürich, Departement der Industriellen Betriebe, Stadtratsbeschluss vom 16. April 2008

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